Уровни неоднородности

Методы изучения пласта.

Методы изучения физических свойств пласта:

1. Анализ керна из разведочных скважин.
2. Скважинные геофизические исследования (каротаж).
3. Межскважинные геофизические исследования.
4. Скважинные гидродинамические исследования.
5. Межскважинные гидродинамические исследования.
6. Литолофациальный анализ

2. Характеристика структурно-текстурного строения нефтегазового пласта.

Различают слоистую и литологическую неоднородность.

Классифицируется на:

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью.

Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы.

В зависимости от структуры пласта можно различить:

Ø псафитовую(>2 мм)

Ø псаммитовую(0,1-2 мм)

Ø алевритовую(0,01-0,1 мм)

Ø пелитовую( менее 0,01 мм)

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента

Уровни неоднородности.

a Уровни атомов и ионов 0.5×10^-4¼2×10^-4 мкм

b Уровень молекул 10^-4¼10^-3 мкм

c Моно- и полимолекулярные слои 10^-4¼10^-1 мкм

d Поры, заполненные жидкостью или газом 10^-4¼10³ мкм

e Зёрна скелета 10^-3¼10⁵ мкм

f Полости выщелачивания/каверны 10²¼10⁷ мкм

g Прослои, линзы, включения 10³¼10⁷ мкм

3. Коллектора нефти и газа и их свойства.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами

4. Физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта.

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на технологическое воздействие (буримость, проницаемость).

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

· Механические

· Термодинамические

· Акустические

· капилярные

Физико-технологические

· Буримость породы

· проницаемость

5. Минералогический и гранулометрический состав нефтегазового пласта.

Гранулометрический анализ - анализ гранул (частиц), из которых состоит пласт.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

Степень неоднородности пород характеризуется показателем. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше у него будет разброс по диаметрам.

По размерам гранул породы делятся как:

1) дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2) песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3) алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4) глина, аргиллит<0.01 мм – пелитовая структура.

SМ, %

0 d¹⁰ d⁶⁰ lg d

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.

Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта.

В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы).

После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера.

Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров.

Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

v=(g×d²/(18×n))×(r_п/r_ж – 1),

где d – диаметр частиц,

n - кинематическая вязкость

r_п – плотность породы

r_ж – плотность жидкости

v – скорость осаждения.

Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

6. Структура внутрипорового пространства нефтегазового пласта.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Координационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре

Если r_п>>r_к, то такие поры будут вести себя как непроточные.

Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы.

Поры

Проточные Тупиковые

Типы пор:

ü хорошо отсортированный песчаник

ü плохо отсортированный песчаник

ü глина, содержащая замкнутые поры

ü трещинный тип

ü кавернозный тип

Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1) ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2) тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3) трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1) щелевидные

2) каверновые

1. Сверхкапиллярные поры с . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.

2. Капиллярные поры с . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.

3. Субкапиллярные поры с . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления.

4. Микропоры с . Через такие поры флюид практически не фильтруется.

7. Пористость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие.

Пористость – способность содержать пустоты.

коэффициентом общей пористости -доля любых пор в единице объема

(v_гр+v_трещ+v_кав)/v_общ=k_п=k_п.гр+k_п.тр+k_п.кав

коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор

k_о.п.=v_{отк.пор}/v_общ

коэффициент нефтегазонасыщения –доля пор содержащих нефть или газ

k_н.г.=v_н.г./v_пор