Нетрадиционные карбонатные коллекторы

Породы, роль которых в транспорте нефти и газа еще менее значительна по сравнению с вышеупомянутыми, включают пласты, состоящие из глин, силикатов, вулканических, просадочных, преобразованных пород и др. Их можно разделить на две группы. В одних из них нефтегазоносность обычно врожденная, а в других связана с поступлением углеводородов из соседних пластов.

В глинистых породах естественные коллекторы (участки повышенной пористости и проницаемости различной формы) появляются в процессе сужения. Появление собственно ГАПС связано с добычей углеводородов нефти и газа и перестройкой структурно-стилевых свойств минеральной матрицы ройка. Типичным примером является глинистая толща баженовской свиты в Западной Сибири. Отложения баженовской свиты отличаются от подстилающих и вышележащих пород повышенным содержанием органики (>5-20 %) и кремния. Породы имеют меньшую плотность (2, 23-2, 4 г/см 3 ), чем нижележащие и вышележащие слои. По мнению Т. Т. Курубовой, при седиментации происходило образование микроблоков, покрытых пленкой поглощенного органического вещества. Колламорфное серебро, окружающее агрегаты глинистых минералов, вместе с участием органического вещества и кремния («оболочка» SILICA) создает на поверхности сложный комплекс. Процесс выделения воды, преобразующей и связывающей глинистые минералы, приводит к образованию мелких трещин в слое. На определенной глубине в зоне происходит разгерметизация. Часть породы проникает в систему трещин вдоль поверхности «мантии» под действием повышенного внутреннего давления. При вскрытии пород баженовской свиты обычно наблюдается разгерметизация и необычно высокие пластовые давления.

О снижении плотности пород баженовской свиты свидетельствуют эксперименты, проведенные М.К. Kalinko. Калинко нагревал образцы из скважин Чупарской области Западной Сибири до 180 °С при давлении 25 МПа в течение 20 суток. До нагрева пористость породы составляла 1,88 %, а после нагрева увеличилась до 2,71 %, процент крупных ресурсов выше 10 вырос до 6-11 %.

В результате возникают зоны с улучшенными коллекторскими характеристиками (природные резервуары), которые определяются любой измененной проницаемой породой. Во многих случаях эти зоны не связаны со структурно-тектоническими особенностями территории. Так, очевидно, что коллекторы образовались в карбоновых глинистых слоях верхней юры баженовского яруса в Западной Сибири (например, Салимское месторождение). Аналогичным образом коллекторы могут формироваться в майкопской алюминиевой серии на Ставрополье (например, Журавское месторождение).

В этих коллекторах можно сделать вывод, что формирование коллекторских свойств и добыча нефтяных углеводородов совпадают по времени. Увеличению объема пород способствуют и некоторые структурные процессы. Когда из таких пород извлекается нефть, трещины закрываются, и базеновские и другие подобные породы становятся «одноразовыми» коллекторами. В них нельзя закачать газ или нефть, как в другие типы пород, при строительстве подземных хранилищ.

Процессы в биогенно-силикатных формациях развиваются по-разному. На ранних стадиях осадконакопления и диагностирования «открытые» органогенные структуры формируются серебряными оболочками, в которых образуется кремнезем. В дальнейшем преобразование органогенной структуры тесно связано с переходом аморфной формы кремния (OPAL) в его кристаллическую форму. При переходе от Opal A к Opal CT появляются сферические микромассы и формируются резервуары наделяемого типа. Благодаря увеличению содержания саплодированного ОВ и возрастанию каталитической роли ПАВ-кремния начинается процесс добычи углеводородов. Их резервуары уже подготовлены в том же пласте, и их свойства выше (пористость достигает 40 %). Нефть в биогенно-силикатном пласте считается ранневозрастной. При дальнейшем усилении воздействия кремний переходит в другие минералы — халкидон, а затем и кварц. Породы развиваются — взаимосвязанные системы трещин способствуют формированию пластов-коллекторов или коллекторов массового типа. В Калифорнии есть несколько месторождений, где силикатные породы формации Монтерей-мио-Калан являются коммерческими нефтяными резервуарами. Крупнейшее из них находится в точке Аргуэлло. На Сахалине также обнаружены два месторождения в этих формациях. Аналогичным образом появляются отложения в так называемом структурном слое — богатом органикой силикате типа оливкового масла.

Залежи нефти в вулканических и преобразованных породах известны давно. В частности, нефть была обнаружена в вулканических породах, вторично измененной пористой лаве и тоффе в Мексике, Японии и других странах. Нефть и природный газ в тоффе, лаве и других разновидностях связаны с разрывами, образующимися при выходе газа из лавового материала или при вторичном вымывании. Нефтяной характер этих пород всегда вторичен. Месторождение Мурадханлы находится в вулканических породах в Западном Азербайджане. В Восточном Земледелии залежи нефти обнаружены в вулканическом комплексе Эхо. Нефтяные скопления известны в преобразованных породах фундамента в Алжире и в измененных серпентинитах на Кубе. Нефтяные притоки возникли из преобразованных гранитных пород, обрушившихся в мезозойское ядро в Хаимском районе Западной Сибири. В районе Оймаша на юге Мангишлака нефть извлекалась из зон вторично преобразованных гранитов.

Однако обнаружение нефти (например, White Tiger) в гранитных перемычках на шельфе Вьетнама вызвало настоящий взрыв. Эти породы вовлечены в структуру месторождения, а гранитные тела проницаемы для осадочных пород. Появление их коллекторских свойств связано с переходами и выполаживанием в результате гидротермальной деятельности, с усадочными явлениями при охлаждении и дроблением на зоны структурных разрушений. В результате действия раствора в породе образуются цеолитоз, звездчатое выполаживание и крупные пещеры. В результате указанных процессов в распределении трещин, разломов и ресурсов, в распределении проницаемых участков и трех типов разрывов образовались зоны гидроотдачи и зоны погружения. Большая часть разрывов в бестелесном водохранилище относится к микротрещинам и микроспорам. Основные пространства вакуума структурного происхождения связаны с трещинами, осадками и фабриками, представляющими собой щебень на породе. Усадка при охлаждении приводит к образованию усадочных пустот. В большинстве случаев пористость породы не превышает 10-11 %. Проницаемость матки низкая, но при губчатом и сумасшедшем росте проницаемость обычно достигает нескольких сотен миллиметров. Улучшение зоны резервуара может привести к притоку сотен тонн нефти. Постоянно мерзлые породы характеризуются как газовые. Образующиеся в них различные родовые разрывы могут быть такими

Этот недостаток может быть устранен путем введения подкатегорий в зависимости от разработки конкретных сортов в конкретных районах с определенными свойствами и параметрами структуры материала. Например, в категории 2 можно выделить цементный песчаник и 26-цементный песчаник, в результате чего появится подкатегория 2А с пониженной мощностью и преимущественно пониженной проницаемостью. В категории 4 тонкозернистый известняк с немодифицированным потребителем имеет удовлетворительную мощность, но низкую проницаемость. Сюда можно отнести гранулированный промытый или слоистый известняк с улучшенными свойствами. Расширенные классы помогают выявить общие тенденции в большинстве и секциях одной секции.

Таблица 3: Общая экономия на сортировке

О КЛАССИФИКАЦИИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ЕЕ ЗНАЧЕНИИ ПРИ ВЫБОРЕ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ

Категории пропускной способности и фильтрационных свойств

Карбонатные месторождения нефти и газа широко распространены по всей территории России, где ведется разведка и добыча углеводородов. Добыча нефти из карбонатов — проблема не новая, но своевременная в силу своей «проблемности». В прошлом веке основная добыча нефти велась из активных коллекторов, из действующих залежей. Конечно, с годами в недрах остается все больше трудноизвлекаемой нефти. Большая часть оставшихся запасов находится в карбонатных коллекторах, включая проницаемые, трещиноватые и неоднородные геологические породы, то есть «тяжелые» нефти, сложные во всех отношениях. Данная статья посвящена типам карбонатных коллекторов, их классификации и значению сложного строения карбонатных пород при выборе нефтестойких ударных систем. В статье описаны основные типы углеродистых коллекторов с учетом ресурсной зоны. Приведены основные характеристики трещиновато-пористых коллекторов. Рассмотрены и приведены примеры различных классификаций углеродистых коллекторов. Предложена обобщенная классификация углеродистых коллекторов, учитывающая синтез и свойства цементного материала породы, тип пористости и расположение основных запасов нефти. С помощью этой классификации выявлены основные местоположения таких коллекторов на месторождениях Республики Башкортостан. Исследованы основные механизмы перемещения нефти из маточных блоков трещинных коллекторов. Определена специфика р

ш Р. Ганиев, Государственный современный нефтетехнологический университет УФА. УФА, Российская Федерация.

Библиографические ссылки

Черницкий А. В. Геологическое моделирование крупных типов нефтяных коллекторов: тр. Геология и минералогия: 25. 00. 11. М., 2002. с. 115-120.

Нельсон Р. А. Геологический анализ трещиноватых пород. Хьюстон, Техас. М.: GALS PUBLISHING, 2001. 320 уч.

Киринская В.Н., Смехов Е.М. Л.: Недра, 1981, с. 255.

Колганов В. И., Ковалева Г. А. О классификации карбонатных коллекторов гидроразрыва пласта // Нефтепромысловое дело. 2010. № 11. с. 12-14.

Лысенков А. А. В. Повышение эффективности комбинированного воздействия соляной кислотой при разработке водозаполненных карбонатных коллекторов: дис. докт. техн. наук. Уфа, 2009, с. 31-32.

Гольф-Рахт Т. Д. Геология нефтяных скважин и основные принципы разработки пластов гидроразрывом пласта. М.: Недра. 1986. p. 608.

Лысенков А. В. Увеличение притока нефти из гидрофобных карбонатных коллекторов за счет перехвата высокой влажности // Экономика нефти: 2009, № 6, с. 36-39.

Карбонатные и терригенные коллектора, их особенности, выбор комплекса ГИС

Во многих случаях цена ниже цены приемных глин и быстро снижается. Плотные песчаники и карбонатосодержащие денсиблаты с низкой пористостью и незначительным содержанием глин, которые на приведенной выше диаграмме метода четко не выделяются, характеризуются высокой адаптацией диаграммы МПГ других пород в НГМ почвенного разреза. Адаптации НГМ. На временной кривой d t акустического метода уменьшение аномалии соответствует компактной породе, а максимум наблюдается в очень пористом коллекторе и глине.

Карбонат впервые нарезается на диаграмме NGM при вскрытии его свежим буровым раствором, выделяя слои с высоким, средним и низким содержанием водорода. На диаграммах SAR и HM выделяются глинистые слои, карбонатные породы и чистые карбонаты, характеризующиеся значительным содержанием нерастворимых остатков, минимальными SAR и HM. Известняки и доломиты выделяются при совместной интерпретации кривых NGM и HGM. Разделение гидрохимических отложений вдоль кривой HGM обусловлено различиями в минералогической плотности, так как пористость этих пород практически нулевая доломит, концентрационный доломит характеризуется максимальными показателями HGM, а каменистая сигнатура значительно ниже. даже при отсутствии пещер. Все гидрохимические отложения характеризуются минимальными показаниями кривых ГМ.

Карбонатные отложения разделяются по пористости на диаграммах НГМ, акустической (кривая DT) и БК. Пласты с повышенной пористостью характеризуются минимумом на графиках NGM и BC и максимумом на кривой DT. На кривых, как и в предыдущем случае, разрез разделяется по содержанию нерастворимых остатков. Резервуары не отмечены диаметрами пещер. Помимо глинистых прослоев, увеличение диаметра выработки иногда наблюдается в карбонатных структурных породах. Литологическое расчленение смешанных участков угольной смерзшейся толщи проводится по данным комплекса геофизических методов с учетом качественных характеристик литологических различий между угольной и карбонатной частями.

Оценка технического состояния выработки с использованием методов ГИС

Контроль разработки является одной из важнейших задач геофизики и включает в себя: геологическое пересечение бурения (литолого-геологический разрез бурения), изучение технологического состояния бурения, буровзрывные работы и отбор проб из стенки бурения вместе с тестовыми исследованиями.

Включены: 1) измерения кривизны наклона скважин — 2) диаметр скважин — 3) профилометрия скважин и профилей поперечного сечения трубопроводов — 4) качество цемента трубопроводов — 5) места входа и поглощения скважин, 6) циркуляция подземного флюида — 7) места расположения труб — уровни флюида — 9) Корпус Корпус и перфорированные секции, толщина и внутренний диаметр колонны корпуса, площадь изгиба.

Суть импульсной нейтронной записи заключается в изображении нестабильного нейтронного поля и поля C, создаваемого нейтронным генератором. Увеличение содержания хлора в пласте приводит к быстрому снижению плотности тепловых нейтронов. Это позволяет идентифицировать WOC на диаграмме (диаграмма ИННМ), но при переходе от низких признаков водонасыщенной части пласта к высоким признакам нефтенасыщенных перехватов.

Метод ИНСМ гораздо более чувствителен к содержанию хлора в пласте, чем другие нейтронные методы. Еще одним важным преимуществом является большой радиус исследования — 60-80 см.

Методы индукционной активности используются для выделения ВНК в скважинах у жилых домов. При использовании хлора, натрия или ванади возможно отделение нефтяных танкеров и отвод пластов этим методом. Если в качестве индуктора используется натрий, то облучение и измерение потери активности происходит в течение 14 часов. Если используется индуцированная активность хлора, пласт облучается нейтронами в течение 40 минут, а измерение гамма-действительности происходит в течение 2-2,5 часов.

Метод наведенной активности натрия дает наиболее надежные результаты для диффузии ВОС. Этот метод можно использовать, когда соленость воды превышает 50 г/л, но он не очень продуктивен.

Граница переходной зоны для достижения товарного потока воды и воды при испытаниях получается как водонефтяной контакт — толщина кровли переходной зоны с WOC включается в реальность и учитывается при расчетах запасов.

Местоположение ВОС определяется по диаграмме удельного сопротивления следующим образом. Для однородных и проницаемых пластов четкая граница между водой и Н определяется по показателям КС обычных крупных детекторов (увеличение удельного сопротивления для воды относительно скорости Н).

Билет 20._п8. определение k

по данным акустической записи._П, k_{В зависимости от контакта между порами пористость классифицируется как общая пористость, открытая пористость или закрытая пористость.}, k_ПО.П. О., П. З._П=k_{В зависимости от контакта между порами пористость классифицируется как общая пористость, открытая пористость или закрытая пористость.}+k_ПО.PO._ПВ осадочных породах закрытые поры встречаются очень редко и только в плотных кристаллических известняках и доломитах, плотных водно-химических и углеродистых породах, плотных метаморфизованных песчаниках и аргиллитах, содержащих переработанный силикатный цемент. Закрытые поры могут присутствовать в вулканических и вулканогенно-осадочных породах. Вероятность встретить закрытые поры в среднешаровидных песчаниках, аргиллитах и карбонатных породах очень мала. В зависимости от морфологии присутствуют разнообразные внутрипоровые поры, пещеры и трещины. В зависимости от способности поры принимать, удерживать и выделять свободные L и G различают действительные и недействительные поры. Закрытые поры всегда являются недействительными. Наличие эффективной пористости является характеристикой породы-коллектора. Метод ГИС основан на комбинации k_{В зависимости от контакта между порами пористость классифицируется как общая пористость, открытая пористость или закрытая пористость.}

П.О. Бокса._пОпределение k_скиз АК. Оно определяется с помощью уравнений, усредненных по времени, ∆t_жи ∆t_п— это временные интервалы между минеральным скелетом породы и жидкостью, заполняющей поры. KE._ск )/ (∆t_ж=(∆t -∆t_ск )

-∆t_скИнтервал времени ∆t_скимеет постоянные значения: 170 мкс/м для чистых песчаников с глинистым цементом, 182 мкс/м для песчаников и аргиллитов с объемным содержанием глины 5-30%, 155 мкс/м для известняков и 142 мкс/м для доломитов. Для пород, состоящих из двух или трех минералов, промежуточные значения ∆t могут быть определены, если известно приблизительное содержание отдельных минералов._пЕсли известно приблизительное содержание отдельных минералов. В производственном интервале значение k

Карбонатные породы-коллекторы

умножается на коэффициент 0,9 — 0,95 и 0,8 для коррекции влияния остаточной нефти и газа соответственно. Абсолютная погрешность при определении пористости пород известного состава с помощью АК составляет от 1,5 до 2%.

Рисунок 3.2. Кристаллы треугольной спайки — основные минералы, составляющие карбонатные запасы Юрубч-Тохомской зоны, — образуются в теплых, мелководных морских средах, где карбонатные отложения являются доминирующими. Основными факторами, контролирующими образование карбонатов, являются глубина среды, освещенность и прозрачность, состав воды, газовые факторы и кислотно-щелочные свойства. Глубина контролирует скорость образования карбонатов (диапазон глубин для морских тропических водорослей составляет >100 м). Свет и прозрачность регулируют фотосинтез. Состав воды по соли и общая соленость контролируют осаждение магниевых и кальциевых солей, поскольку растворимость карбоната в разных солях варьирует в разных водоемах. Газовый фактор фактически определяет количество углекислого газа в водоеме. Кислотно-щелочная среда водной среды контролирует процесс «растворения осадка». В зависимости от способа накопления в морской среде процедура углеобразования приводит к формированию трех групп карбонатных пород. Известняки, известняково-доломитовые породы и доломиты объединены в широко распространенную систему классификации. Подразделения трех основных генетических групп одинаково применимы ко всем. На рисунке 3. 3 Н. Б. показана модель генетических типов пласта Юрубчено-Тохомского месторождения. КР.