Кремнистые породы - коллекторы

Федеральное агентство по образованию  и науке РФ

Иркутский государственный  технический университет

Кафедра ГСПиРМПИ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

             КРЕМНИСТЫЕ 

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

Курсовая  работа по «Геологии» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                         Выполнил: студент группы НБ-07-2

                                                    Нестеренко Артём Юрьевич

                                              Проверил: Рапацкая Р.А. 
 
 
 

Иркутск 2008

Содержание

Введение………………………………………………………………………...3

1.Породы коллекторы.

1. Общие сведения………………………………………………………4
2. Основные признаки пород коллекторов…………………….............4

2.Кремнистые  коллекторы.

2.1.    Кремнистые породы-коллекторы о. Сахалин……………….............9

2.2.    Кремнистые породы-коллекторы месторождения Санта-Мария в Калифорнии(«Монтерей»)………………………………………………….18

Заключение……………………………………………………………...............21

Список литературы……………………………………………………………..22

  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                              

ВВЕДЕНИЕ

     Коллекторами  нефти и газа являются горные  породы, обладающие способностью  вмещать эти флюиды и отдавать  их при разработке.

     Горные  породы расчленяются на три  основные группы: изверженные, осадочные  и метаморфические. Последние  являются результатом более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных пород.

     В  природных условиях залежи нефти  и газа чаще всего приурочены  к терригенным и карбонатным  отложениям. Породы, образовавшиеся  при высокой температуре (изверженные  и метаморфические), не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть пород, в которых в результате выщелачивания или выветривания, а также действия тектонических сил могли образоваться вторичные поры и трещины. Коллекторы изверженных и метаморфизованных пород относят к группе смешанных коллекторов.

     Коллекторы  нефти и газа бывают в основном  двух типов: гранулярные и трещинные.  Обычно гранулярными коллекторами  являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной пористостью и межзерновой проницаемостью; часть известняков и доломитов с оолитовой и трубчатой структурой пор подобны гранулярным коллекторам.

     Большая  часть нефтяных и газовых подземных  резервуаров сложена породами осадочного происхождения: песчаниками, известняками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат коллекторами нефти. Так, на Шаимском месторождении в Западно-Сибирской низменности нефть нефть обнаружена не только в песчаниках, но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На месторождении Панхедл (Техас) нефть была обнаружена в размытом граните, базальном конгломерате. На месторождениях Колорадо (Флоренс, Тоу-Крик, Ренджели и др.) и Калифорнии (Санта-Мария, Буена-Виста-Хилс) нефть получена из трещиноватых глинистых сланцев. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

1.1.  Общие сведения 

     Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

     Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

     Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

     По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах -  около   1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам. 

1.2. 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.

     Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию.   Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (∞). По степени пластичности выделяются три группы пород:

1) Хрупкие 2) Пластично-хрупкие  3) Высокопластичные 

     Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

     Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.

     При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

     Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По                                                                                                                                                           К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).

     Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).

     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 м2 при 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).