Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции (карбонатные коллектора)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

“Пермский государственный университет”

Геологический факультет

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Курсовая работа

по специальности Геология и геохимия горючих ископаемых

Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции (карбонатные коллектора)

Пермь 2010

Содержание

Реферат

Введение

1. Терминология

2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

2.1 Физико-географическое положение

2.2 История Волго-Уральской нефтегазоносной области

2.3 Основные черты геологического строения. Карбонатные коллектора

2.4 Нефтегазоносность

2.5 Карбонатные комплексы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

3. Классификация карбонатных коллекторов

3.1 Классификация пород - коллекторов

4. Петрофизические признаки карбонатныхных пород-коллекторов

5. Методика определения коллекторских свойств в лабораторных условиях

6. Коэффициент пористости и проницаемости

Заключение

Библиографический список

Реферат

Курсовой работы студента 3 курса дневного отделения геологического факультета (специальность - Геология и геохимия горючих ископаемых Пермского государственного университета.

Тема: «Карбонатные коллектора» Волго - Уральской нефтегазоносной провинции. Объем 23 стр., библ. 6 наз., табл. - 1.

Цель: исследования карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Задачи: определение геологического строения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в частности карбонатные коллектора.

Ключевые слова: Пермский край, Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, карбонатные коллектора.

Актуальность изучения карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Материалы: Опубликованные и фондовые материалы, предоставленные кафедрой региональной и нефтегазовой геологии ПГУ, методические указания, учебники и интернет.

Методы работы: Сбор, обобщение, анализ информации.

Оборудование. В процессе сбора и накопления информации, его предварительного обобщения, анализа использовался персональный компьютер. нефтегазогеологический карбонатный коллектор

Основные результаты работы: изучена Волго-Уральская нефтегазоносная провинция на примере карбонатных коллекторов.

Новизна: впервые были изучены карбонатные коллектора на территории Волго - Уральской нефтегазоносной провинции.

Благодарности. Исполнитель благодарит работников кафедры региональной геологии за ценные замечания и рекомендации по улучшению качества курсовой работы.

Введение

Изучение карбонатных отложений имеет огромное значение для развития нефтегазовой промышленности на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Нужно сказать, что Волго-Уральский бассейн является наиболее изученным из всех. В этом смысле его можно даже принять за эталон изученности нефтегазоносных бассейнов. Все возможные месторождения в верхних слоях осадочного чехла бассейна уже разведаны и разрабатываются, а многие уже истощены или находятся в режиме падающей добычи. Поэтому с изучением карбонатных отложений связываются перспективы открытия новых месторождений нефти и газа в Волго-Уральской провинции.

Целью данной работы является изучение геологического строения карбонатных отложений и выявление возможных перспектив нефтегазоносности.

1. Терминология

1.1 Нефтегазогеологическое районирование территории

Бакиров разработал классификацию для региональных нефтегазоносных территорий. В основу этой классификации положен тектонический принцип: платформы, складчатые области, переходные области.

Нефтегазогеологическое районирование - разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, от нефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов.

При районировании крупных территорий используется различная терминология: нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн. Смысл замещения понятия провинции на бассейн (при практическом сохранении контуров соответствующих территорий) обусловлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами.

1.2 Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления

Нефтегазоносный бассейн -- площадь непрерывного или островного распространения нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, значительная по размерам или запасам полезного ископаемого.

Провинция - это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим положением основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).

По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

Нефтегазовая область - территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующаяся общностью геологической истории развития, включающая в себя ряд зон нефтегазонакопления.

Зона нефтегазонакопления - ассоциация смежных, сходных по геологическому строению месторождений с общими условиями формирования.

В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным, а место скопления - к локальным скоплениям нефти и газа.

1.3 Понятие «порода-коллектор»

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как карбонатные (известняки, доломиты, мраморы, мергели) так и терригенные (пески, алевриты, песчаники) породы.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки, доломиты и соли.

Свойства пород - коллекторов характеризуются следующими параметрами: проницаемостью, пористостью, нефтегазонасыщенностью, нефтеводонасыщенностью, остаточной водонасыщенностью.

1.4 Карбонатные коллектора

Карбонатные породы имеют пустоты различного вида -- микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство которых представлено в основном микрокавернами, соизмеримыми по размерам с породами.

Карбонатные породы формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к ним приурочены, в зависимости от степени трещиноватости пород -- залежи массивного, массивно-пластового и пластового типов.

Под влиянием тектонических движений у карбонатных пород с глубиной наблюдается улучшение коллекторских свойств, вследствие образования вторичной пористости, увеличение трещиноватости карбонатных отложений при разломных структурах и при гидроразрыве.

1.5 Виды проницаемости и методы ее определения

Проницаемость - свойство породы, определяющее возможность прохождения флюидов через сообщающиеся поры, трещины, каверны. Проницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы и относится к числу наиболее важных параметров коллектора.

Проницаемость тесно связана со структурой пустотного пространства, поэтому исследование различных видов ее дает возможность глубже понять характер пористой среды.

За единицу проницаемости в 1 Дарси принимается такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см2 при перепаде давления в 1 атм. за 1 сек. проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантиПуаз. Очень часто породы, обладая большой пористостью. Практически лишены проницаемости, например глины (пористость - 40-50%, проницаемость - 0).

При исследовании проводимости пористой среды выделяют три вида проницаемости:

a. абсолютная (физическая) - это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химических взаимодействий между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды жидкостью или газом.

b. эффективная (фазовая) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой среды.

c. относительная - отношение эффективной пористости к абсолютной.

При постоянной пористости проницаемость может возрастать при увеличении крупности зерна, т.е. существенно зависит от размеров пустот и зерен. Также проницаемость зависит от плотности укладки и взаимного расположения зерен; от степени отсортированности, от цементации и трещиноватости; от взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.

При одном и том же содержании цементирующего вещества в породе резкое падение проницаемости наблюдается у пород с большой плотностью, плохой отсортированностью и окатанностью зерен или обломков.

Также коллекторы характеризуются разной величиной проницаемости вдоль напластования и перпендикулярно к нему.

1.6 Виды пористости

Пористость - это объем пустотного пространства в породе-коллекторе, зависит от текстурно-структурных особенностей породы.

В коллекторах, состоящих из обломочных пород, пористость зависит от размера, формы, сортированности области материала, системы укладки этого материала, а также состава, количества и характера распределения цементирующих веществ.

Различают пористость общую и открытую.

§ Общая (полная или абсолютная) - это объем всех пустот пород, включая поры, каверны, трещины, связанные и несвязанные между собой.

§ Открытая - это объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

Коэффициент пористости - это отношение объема пор горной породы к объему этой породы, выраженное в процентах.

Коэффициент открытой пористости - это отношение объема сообщающихся пор к объему горной породы, выраженное в процентах.

2. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

2.1 Физико-географическое положение Волго-Уральской нефтегазоносной области

Большая часть территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции расположена на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, где преобладает всхолмленный, холмистый и равнинный рельеф с отметками 250--490 м над уровнем моря. На востоке в меридиональном направлении тянутся Уральские горы.

Провинция захватывает территорию 15 субъектов Российской Федерации в основном Приволжского Федерального Округа (некоторых - частично): шести республик (Удмуртия, Башкортостан, Татарстан, Марий Эл, Чувашия, Мордовия), девяти областей (Кировская, Нижегородская, Ульяновская, Пензенская, Самарская, Рязанская, Саратовская, Оренбургская и Свердловская) и Пермского края. Площадь, занимаемая провинцией, превышает 700 000 квадратных километров. Волго-Уральская нефтегазоносная область - часть крупнейшего нефтегазоносного бассейна Восточно-Европейской (Русской) платформы. Восточной границей этой провинции является Предуральский прогиб, выделяемый в качестве самостоятельной нефтегазоносной провинции (ограничена Уралом), на западе - зоной крупных поднятий фундамента платформы, протягивающихся от Воронежской антеклизы на юго-востоке через Токмовский свод и Котельнический выступ, в пределах которых наиболее приподнятые части фундамента залегают на отметках от 0 до 1700 м. На юге Волго-Уральская провинция граничит с нефтегазоносной провинцией Прикаспийской мегасинеклизы, образуя системой флексур и разломов, отделяющих рассматриваемую область от Северо-Каспийской. На севере область граничит с Тимано-Печорским нефтегазоносным бассейном.

2.2 История Волго-Уральской нефтегазоносной области

В 1932 г. на Ишимбайской площади был получен фонтан нефти из рифогенных артинско-сакмарских известняков, вскрытых скважиной, заложенной по данным геолога А. А. Блохина. Открытие Ишимбайского нефтяного месторождения явилось мощным толчком для дальнейшего широкого развертывания поисково-разведочных работ в провинции. К началу 1941 г. было открыто 14 месторождений нефти: Ишимбайская группа, Краснокамское, Северо - Камское, Полазненское, Бугурусланское, Новостепановское, Сызранское, Яблоновый Овраг, Туймазинское и др. В Ишимбайском и Бугурусланском районах залежи нефти были выявлены в пермских отложениях, а в остальных районах - в средне- и нижне - каменноугольных.

В 1941-1945 гг. в Волго-Уральской провинции выявлено около 20 месторождений нефти и газа. Наиболее значительными являются открытия залежей нефти в терригенных отложениях девона на Самарской Луке в районе с. Яблоневый Овраг и на Туймазинской площади в Башкирской АССР.

Послевоенный период (1946-1965 гг.) характеризовался широким развитием поисково-разведочных работ, особенно в Башкирской и Татарской АССР, Куйбышевской, Пермской и Оренбургской областях. Большим достижением последних лет является открытие залежей нефти и газа в Удмуртской АССР, Пермской и Оренбургской областях.

В результате поисково-разведочных работ в Волго-Уральской НГП создана сырьевая база нефтедобывающей промышленности.

Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности Волго-Уральской провинции является ее устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти начала увеличиваться с 1946 г. в основном за счет Татарской АССР, Башкирской АССР и Куйбышевской области. В 1945 г. в провинции было добыто 2,8 млн. т. нефти, т. е. в 2 с лишним раза больше, чем в 1938г. Добыча нефти с конденсатом (в млн. т.) составила: в 1955 г. - 41, в 1960 г.105, в 1965г.- 173, в 1970 г. -208, в 1976 г. -216, в 1979г.- 193.

Первое, относительно крупное по тому времени Елшано-Курдюмское месторождение газа выявлено в 1941 г. в Саратовской области. С момента его открытия началось развитие газодобывающей промышленности в Волго-Уральской провинции. Добыча газа развивалась значительно медленнее, чем добыча нефти. С открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения темп добычи газа ускорился. Добыча газа (в млрд. м3) составила: в 1960 г. - 9,3, в 1965 г. - 22,4, в 1970г.- 17,5, в 1976 г. - 33,7, а в 1980 г. - 48,6.

Всего с начала разработки, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 1980 г. добыто 4266 млн. т. нефти и конденсата и 352,3 млрд. м3 свободного газа.

На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930 г.) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геолого-поисковые и поисково-разведочные работы.

В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной области известно свыше 400 нефтяных и 50 газовых месторождений, в том числе несколько уникальных по запасам нефти. Общая площадь нефтегазоносных и перспективных зон составляет около 650 тыс. км2.

Всего с начала разработки в Волго-Уральской нефтеносной провинции было добыто свыше 3 млрд.т. нефти и большое количество газа.

По добыче нефти в пределах провинции первое место занимает Татарская область, второе - Башкирская область и третье - районы Поволжья.

Выявленные на территории Волго-Уральской провинции скопления нефти и газа сосредоточены в 60 продуктивных пластах палеозойской группы. Основные месторождения нефти и газа расположены: Ромашкинское и Новоелховско-Домосскинское в Татарской области, Арланское, Туймазинское в Башкирской области, Ярино-Каменноложское и Осинское в пермской области.

2.3 Основные черты геотектонического и геологического строения

Геотектоническое строение. Преобладающие геодинамические обстановки: внутриконтинентальных рифтов (средний - поздний рифей -ранннй венд); надрифтовых депрессий (венд-кембрий); внутриконтинентальный рифтогенез (силур - девон); пассивная окраина Восточно-Европейского континента (девон - карбон - ранняя пермь); обдукция (поздний карбон - пермь); ороген столкновения пассивной окраины с девонской островной дугой (поздняя пермь - ранний мезозой); изостатического выравнивания и образования наложенных впадин в пределах орогена столкновения (мезозой - кайнозой).

Геологическое строение. Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции состоит из двух структурных этажей: верхнепалеозойско-мезозойский, нижнепалеозойский, последний залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции. В северном, южном и восточном районах фундамент вскрыт единичными скважинами. Вскрытая мощность его обычно не превышает 10-15 м, в редких случаях достигая 40-60 м. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 м по породам фундамента.

Общий структурный план поверхности фундамента характеризуется резким колебанием абсолютных отметок. В центральных районах провинции (Татарский свод) они составляют от -1,5 до -2,0 км, достигая в депрессионных зонах, окружающих своды, -4,5 км. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины (Орьебаш) и на Шкаповской площади, не вышли из осадочного чехла при абсолютных отметках соответственно -4,8 и -5,0 км. Таким образом, амплитуда глубин залегания поверхности фундамента по данным бурения превышает 5 км. Поверхность фундамента по данным геофизических исследований погружена на 7 км в районах городов Абдулино, Уфа и Сарапула и на 10-12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье (Предуральский прогиб). На небольших глубинах вскрыт фундамент в западной приграничной части провинции (2,5-3,0 км). В осадочном чехле, сложенном породами верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

2.4 Нефтегазоносность

Нефтегазоносность Волго-Уральской НГП. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции промышленные залежи нефти и газа приурочены к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. В них выделяется до восьми основных, продуктивных комплексов: терригенный среднего и верхнего девона, карбонатный верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, терригенный нижнего карбона, карбонатный и терригенно-карбонатный нижнего и среднего карбона, карбонатный верхнего карбона и нижней перми, карбонатно-терригенный верхней перми. В девонских отложениях сосредоточено 30% разведанных запасов нефти и 2% газа. В каменноугольных - 58% нефти и 80% газа и в пермских нефти 40%, и 90% газа.

В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на 1/1 2000 г, выявлено 1050, в разработке находятся 784 месторождения нефти и газа, в том числе 632 нефтяных, 66 нефтегазовых, 24 газовых и 2 газоконденсатных. Среди этих месторождений крупные и крупнейшие такие как: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоелхоское, Бавлинское, Туймазинское, Шкаповское и Кулешовское нефтяные, Оренбургское газоконденсатное, Мухановское и Коробковское газонефтяные и др.

2.5 Карбонатные комплексы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

Карбонатный комплекс верхнего девона и нижнего карбона объединяет отложения от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса. Комплекс сложен карбонатными породами в различной степени пористыми, трещиноватыми, кавернозными. Пласты-коллекторы установлены в доманиковых (два пласта), мендымских (два), верхнефранских (три), фаменских (один) и турнейских (до четырех) отложениях. Коллекторские свойства их весьма изменчивы. Региональной покрышкой для этого продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты нижней терригенной толщи визейского яруса, а местами глинисто-карбонатные породы верхней части турнейского яруса.

В карбонатных отложениях верхнего девона в последние годы залежи нефти выявлены в южной части Татарского свода, на Башкирском, Жигулевско - Пугачевском сводах и в Предуральском прогибе. Залежи преимущественно небольшие. Значительно больше их приурочено к карбонатным коллекторам турнейского яруса. Наиболее продуктивными являются пласты кизеловского и заволжского горизонтов. К этому комплексу приурочена примерно 1/10 часть запасов нефти провинции.

Разрез карбонатного и терригенно-карбонатного, продуктивного комплекса среднего карбона в разных частях рассматриваемой провинции неодинаков. На юге территории в нем значительную роль играют терригенные породы, а на севере - карбонатные. К этому продуктивному комплексу приурочено 10-11 нефтегазовых пластов, в том числе два в башкирском ярусе, до шести в верейском горизонте и до трех в каширском и подольском горизонтах.

В карбонатных отложениях каширского и подольского горизонтов залежи нефти и газа сравнительно невелики и менее распространены, чем в верейском горизонте. В мячковском горизонте разведаны пока единичные небольшие залежи нефти. Запасы нефти и свободного газа комплекса в целом составляют около 1/5 запасов провинции.

Карбонатный комплекс верхнего карбона - нижней перми распространен на всей территории провинции, однако нефтегазоносность его, выявлена только в юго-восточной части и в Предуральском прогибе. Это связано с широким развитием здесь галогенной толщи пород кунгурского яруса, являющейся надежным экранирующим горизонтом. На остальной территории эта покрышка почти полностью отсутствует. В Предуральском прогибе коллекторские горизонты нижней перми представлены рифогенными образованиями. В этом комплексе выявлены новые залежи газа, в том числе Оренбургское газоконденсатное месторождение. Запасы нефти карбонатного комплекса незначительны, а запасы свободного газа составляют 90% от запасов провинции в целом.

Карбонатно - терригенный комплекс верхней перми выделен в объеме от подошвы уфимского яруса до кровли галогенной толщи казанского яруса. Промышленно нефтеносен он только в пределах Жигулевско-Пугачевского свода. В этом комплексе выделяется до четырех нефтяных и газовых пластов. Приуроченные к ним залежи небольшие и разведанные запасы нефти и газа незначительны.

Анализ материала по залежам нефти и газа показывает, что больше половины их (до 56 %) приурочено к двум основным наиболее широко распространенным продуктивным комплексам: терригенному, нижне-каменноугольному (26 %) и девонскому терригенному (до 30 %).

3. Карбонатные коллектора

Таблица 1 Классификация карбонатных коллекторов

Группа	Класс	Проницаемость, 10 Эффективная пористость, %	Литологические разности
Группа А (классы высшей емкости, эффективная пористость >15%	1	- >1000 >25	Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные
	2	1000-500 25-20	Известняки биоморфные, кавернозные
	3	500-300 20-25	Известняки кавернозные и органогенно - обломочные
Группа Б (классы средней емкости, эффективная пористость от 15 до 5%)	4	300-100 15-10	Известняки крупнозернистые порово - кавернозные, крупноолитовые
	5	- 100-50 10-5	Известняки и доломиты средне- и мелкозернистые порово - кавернозные, мелкоолитовые
Группа В (классы малой емкости, эффективная пористость <5%	6	50-25 -	Известняки оолитовые, мелкодетритовые, биоморфные, инкрустированные
	7	25-10 -
	8	10-1

3.1 Классификация пород-коллекторов

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы, так и терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы). Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Выделяют три больших группы коллекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.

Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:

· Класс A. Пористость >20%

· Класс B. Пористость 15-20%

· Класс C. Пористость 10-15%

· Класс D. Пористость 5-10%

· Класс E. Пористость <5%

Практическое значение имеют первые 4 класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

1. группа Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами - пески, песчаники, алевролиты

2. группа Коллекторы с межагрегатным поровым пространством - карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируют по их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этим признакам выделяют:

· коллекторы региональные. Они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции углеводородов.

· коллекторы зональные. Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.

· коллекторы локальные. Развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных местоскоплений.

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

4. Петрографические признаки карбонатных пород-коллекторов

Карбонатные породы-коллекторы - это прежде всего известняки и доломиты. Данные породы характеризуются сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как их структурно-текстурными особенностями, закладывающимися в стадию седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. Спецификой карбонатных пород является широкий спектр структурных видов и меньшая по сравнению с алюмосиликатным веществом терригенных пород устойчивость породообразующих карбонатных минералов в условиях недр. Именно карбонатные породы наиболее часто представляют собой коллекторы сложного типа. В зависимости от стадий литогенеза выделяются поры седиментационного происхождения, обязанные своим появлением процессам осадконакопления, и постседиментационные, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями осадка и породы.

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:

o физические, для определения:

§ абсолютной и открытой пористости,

§ плотности,

§ абсолютной и относительной фазовой проницаемости,

§ водо- и нефтенасыщенности,

§ остаточной водонасыщенности,

§ нефтеотдачи;

o петрографические, для определения:

§ пористости,

§ трещинной пористости,

§ трещинной проницаемости,

§ плотности трещиноватости;

· гидродинамические:

o стационарная фильтрация, для определения проницаемости;

o 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.

Размещено на Allbest.ru

...