Colectorii de petrol și gaze
rezervoare de petrol și gaze sunt numite roci care formează rezervoare naturale capabilă să mențină substanța în mișcare (apa, petrol, gaze) și să le elibereze în sursa naturală sau roca în formularea mediului thermobaric și geochimice. Colectori poate efectua orice varietate de roci cunoscute (într-una din depozite East Turcmenia chiar sare mai gros contine o mica acumulare de gaz).
Distinge colectori granular (intergranulară) fractură, cavernoase și biopustotnye. intermediară, apar adesea, în special cavernoase fracturate și granulare crăpături.
Granular sunt în principal nisipoase-nămol și roci unele carbonat diferență - Oolite, clastic calcar și reziduuri de rocă (intemperii Gruss). colectorii Void reprezentat porii.
rezervor fracturate pot fi roci sedimentare, magmatice și metamorfice. Fisurile determinată în principal de permeabilitatea formațiunilor.
Deoarece rezervoarele fracturate din roci sedimentare acționează adesea carbonat, dar există, de asemenea, de nisip și argilă prăfoasă, și chiar că anterior ar putea fi neftegazoproizvodyaschimi. colectorii cavernoase sunt cel mai frecvent asociate cu zone de leșiere cu formarea de cavități (caverne, peșteri) în secvențe carbonați și evaporite. Pe măsură ce procesul de bază, formând goluri, acționează adesea carstic.
colectori Biopustotnye asociate cu roci carbonate organogenă, iar golurile sunt caracterul mezhskeletny vnutriskeletny. Caracterizeaza roca rezervor, este necesar, în primul rând, să ia în considerare capacitatea sa, și anume capacitatea de a conține o anumită cantitate de petrol și gaze, precum și capacitatea de a da - să treacă prin el însuși petrol și gaze. Prima proprietate este controlată de porozitatea rocilor, iar al doilea - permeabilitatea.
Porozitatea rocilor
Volumul total al tuturor cavităților din roca, inclusiv porii, cavitățile, fisuri, numita o porozitate absolută sau totală (teoretic). Raportul porozitate porozitatea totală este măsurată este raportul dintre volumul total al porilor volumului de rocă în unități sau procentul de acțiuni. O parte din pori nu este legat unul de altul în stâncă. Acești pori izolate nu sunt acoperite de fluxul de fluid în proiectarea. Mai mult, porii izolați pot fi umplute cu apă sau gaz. Prin urmare, alocarea porozitatea deschisă - raportul dintre pori deschiși la volumul rocii.
Deschideți porozitatea este întotdeauna mai mică decât teoretic. Unele canale sunt excluse din fluxul de fluid de proces și ineficient din cauza diametrului lor mici, amploarea hidrofilie a peretilor canalului, etc. Raportul dintre volumul efectiv al porilor pentru rasa numita porozitate efectivă, exprimată în unități procentuale sau părți. porozitate efectivă trebuie întotdeauna determinată în raport cu fluidul și rezervor condiții speciale. Determinarea sa este posibilă prin metode de studii GIS sau domeniu specializat. Uneori, un concept de porozitate redusă, care reprezintă raportul dintre volumul porilor la volumul total al matricei de rocă.
În condiții naturale, porozitatea colectorului cu nisip mâl depinde în primul rând de natura stivuire cereale, sortate pe gradul lor, rotunjimea, prezența, compoziția și calitatea cimentului. In plus, porozitatea depinde de aspectul și conservarea diferitelor cavități de dimensiuni și de fractură datorită proceselor secundare -. Levigare, recristalizare, etc. dolomitization mare influență asupra geometriei spațiului porilor au structura și textura rocilor rezervor. Sub structura Gatere inteles caracteristici exterioare specii de cereale: forma lor, natura suprafeței cerealelor, etc;. sub textura - natura acordului reciproc al boabelor de rocă și orientarea lor. În special, folia de plastic este una dintre cele mai importante și pe scară largă caracteristica textura.
impact semnificativ asupra rocilor rezervor de interacțiune cu cantitatea de fluid are pori de suprafață. Rocile clastic suprafața totală a porilor este invers proporțională cu dimensiunea particulelor și suprafața specifică este caracterizată prin:
unde f - coeficientul de porozitate; D - diametrul mediu de cereale cm.
rocă Densitate sedimentare este determinată în intervalul de 1,5 până la 2,6 g / cm3 și formațiuni clastic depinde invers de porozitatea.
roci carbonate, așa cum sa menționat deja, sunt de multe ori colectoare. Caracteristica porozitatea primară a rocilor biogene, clastic onkolitovyh calcar sferulitice-sgustkovyh și oolitic diferențele lor. S-a modificat în mod semnificativ în timpul diageneza - atunci când există leșiere, recristalizarea și dolomitization. Prima dintre aceste procese este critică pentru carstic. Karst poate începe chiar și în zonele de roci de fracturare. calcar cavernos sunt rezervoare mai încăpător. Din păcate, de multe ori cavitate umplută format calcit generație mai târziu și alte neoplasme. procesele dolomitization pot mări capacitatea colectorului până la 12%, iar procesul de sulfatare și silicificarea sa redus semnificativ. În calcarele masive și dolomite rezervor principal al recipientului este format ca o regulă, prin fractură ajungând cu 2 - 3%.
Cea mai comună metodă de determinare a porozității volumetrică este metoda bazată pe volumul de lichid de fixare corectă de umplere a porilor.
Permeabilitatea rocii. Sub constant se referă la capacitatea rocilor trec printr-un fluid. Empiric, sa determinat (Darcy), că rata de filtrare este proporțională cu căderea de presiune constantă:
unde V - filtrare a vitezei, m / s; m - vâscozitate dinamică, Pa.s; Dp - diferența de presiune pe A1 segment, Pa / m; R - coeficientul de permeabilitate, m2. Amploarea permeabilitatea este exprimată în termeni de coeficient de permeabilitate Kn m2. Determinarea permeabilității rocilor împreună cu respectiva dimensiune caracter (R, 2), poate fi realizată în D (Darcy) și Mg; atunci când acest raport este utilizat pentru a traduce: 1D = 10-15 m2.
Permeabilitate depinde de dimensiunea porilor, și configurația vzaimosoobschaemosti, dimensiunea granulelor, densitatea, ambalarea lor și aranjament reciproc, sortate, cementare și fracturare. Mărimea coeficientului de permeabilitate nu depinde de natura lichidului filtrat prin probă din timpul de filtrare a mediului poros și. Cu toate acestea, în timpul experimentului, există unele abateri. Astfel, atunci când filtrarea lichidelor în rezervoare neconsolidate și prezența fracțiilor fine de nisip posibile granule de rocă rearanjare (suffusion) și înfundarea canalelor porilor particulelor fine, alterează permeabilitatea mediului. Particulele în ulei într-o stare suspendată, o rolă provoacă un blocaj parțial al porilor, reducerea permeabilității.
Drept rezultat, separarea substanțelor rășinoase conținute în țiței, este depus pe suprafața lor rocă boabe rezervor, ceea ce reduce canalele de pori ale secțiunii transversale. Când filtrarea apei în rezervoare care conțin un procent mic de material argilos compus din gresie, argila umfla, provocând o reducere a secțiunii transversale a canalelor porilor. Sub influența apelor de formare, în special corozive, dioxid de siliciu pot fi formate pe silice coloidală în canalele de pori - acest lucru duce, de asemenea, blocarea lor. Dintre mineralele argiloase, potrivit TT Klubova (1984) reduc maxime mineralele de rocă cu permeabilitate ale grupului montmorillonit. 2% montmorillonit amestec la gresie de cuarț cu granulație mare, reduce permeabilitatea de 10 ori, iar 5% montmorillonit - de 30 de ori. Același adaosului gresii cu până la 15% din caolinit și încă mai păstrează o bună permeabilitate (respectiv, 100-110 și 150 mD).
Relația dintre cei doi parametri principali sunt colectori - porozitate și permeabilitate a porilor - destul de complicată. Permeabilitate este cel mai strâns legată de dimensiunea porilor și configurația lor, în timp ce porozitatea totală este dependentă în mod substanțial dimensiunea porilor. Dacă permeabilitatea rezervorului poros este proporțională cu pătratul diametrului porilor, rezervorul fracturat este proporțională cu cubul deschiderii fisurilor. Permeabilitate și porozitate în zona dislocații discontinue depinde de condițiile și gradul de umplere al recristalizării secundare și carburare.
Majoritatea covârșitoare a colectoarelor au prezentat roci de origine sedimentară, dar sunt printre ei, și alte tipuri. De exemplu, pe teren Shaim in ulei Siberia de Vest are loc în granitului erezionnogo pervaz fundație erodate. În domeniul, Lytton Springs, Texas, ulei se află la contactul serpentinite și calcar lor gazdă (fig. 22).
In Cuba, uleiul este obținut din serpentinite. În câmpul fibro Mexic o parte dintr-un rezervor subteran format prin roci magmatice compoziția de bază. În Japonia, unele depozite de gaze asociate cu tufuri și lavas. Ulei și se află în subsol intemperii crusta, magmatice pliat și roci metamorfice.
Conform datelor obținute dintr-un studiu de peste 300 de domenii majore din lume rezervele de petrol sunt distribuite în rezervoare, după cum urmează: în nisipuri și gresii - 57%; în calcarele și dolomitele - 42%; în șisturi fracturate, erodate metamorfice și magmatice roci - 1%.
Cea mai mare cantitate de depozite în acoperire sedimentar secțională URSS limitează la formațiuni de bază productive terrigene compoziție (depozite albicioase din Siberia de Vest, carbon și placa Devon rusă). De la specii lithofacies printre roci clastic ca petrol cele mai comune gresie granulată marin normal și siltstone. Cel mai puțin potențial de petrol și gaze, care este asociat cu roci conglomerate și alternanță frecventă a flis.
Cu rezervoare de carbonat asociat în prezent rezerve mai puțin dovedite de petrol și gaze decât în gresie. In parte, acest lucru poate fi explicat prin roci insuficiente de carbonat de explorare. Dezvoltarea extensivă a rezervoarelor de carbonat este de așteptat în cadrul platformei de Est Siberia.
După cum se poate observa din cele de mai sus, straturile de lut sunt foarte răspândite. Argilele joaca rolul mediului gazdă sau colectoare de rol anvelope locale - sunt închise în cusături sau lentile de nisip, gresie, roci carbonate. Cu toate acestea, în secolul XX am fost obținut la fluxurile de petrol și gaze direct din lut în California (SUA), și apoi în alte părți ale lumii și, în cele din urmă, din argile bituminoase Bazhenov Formarea în Siberia de Vest. De obicei, argile, în calitate de colector, au fost supuse unor modificări substanțiale în procesul de litogenezei (nivel epigenetic principal diferit), care este identificat prin contactul cu materia organica procesele katagenesis.
Aceste roci argila ocupa în mod substanțial o poziție intermediară între argilele reale și șisturile. Potrivit lui TT Klubova (1984), ele sunt în mod avantajos hydromicaceous conțin o cantitate semnificativă de împrăștiată OM, silicifiat. Prezența scheletului rigid al OB de siliciu și argilă minerale adsorbite particule hidrofobizat de la suprafața mineralelor montmorilonit argilă, și, prin urmare, aria lor de contact una cu alta și cu alte Gatere microcomponentelor, determina recipientul lor industriale. Acesta a fost determinat hidrofobicitatea zonelor lor de contact de separare destul de ușor, și returnează ulterior uleiul care a fost în ele (TT Klubova, 1984). Formarea spațiului capacitiv contribuie, de asemenea, la activitatea tectonică.
Porozitatea rezervorului datorită prezenței diferite dimensiunii porilor sau fisuri. macropori Alocate (> 1 mm). Printre acestea din urmă sunt dimensiunea disting sverhkapillyarnye de 1 până la 0,5 mm capilar - 0.0002-0.5 mm și o dimensiune a porilor subkapillyarnye <0,0002 мм. Породы, обладающие субкапиллярными порами, для нефти практически непроницаемы; к ним, в частности, относятся глины.
Studiul de rezervoare clastic format GN Peroz, BK Proshlyakovym, PA Karpov EE Karnyushin, RN Petrova, IM Gorbanets și colab., A arătat o corelație strânsă între tipul și mărimea colectoarelor de porozitate deschisă pe de o parte, și conversia la nivel catagenetic adâncimea lor, pe de altă parte. Determinarea sunt procesele în care etanșarea rocilor rezervor și treschinnoobrazovanie. Aceste BK Proshlyakova pe bazinul Caspic arată că o etanșare corespunzătoare și treschinnoobrazovanie activă are loc la o adâncime de 3,5-4,0 km, iar imaginea cu porozitatea de fractură este de aproximativ jumătate din volumul total al porilor, și permeabilitatea fractură măsurată în mii de md. O reprezentare vizuală a tipurilor de rezervoare din roci clastic și influența katagenesis în timp ce imersarea le dă un tabel de sinteză întocmit de EE Karnyushin (tabelul. 2).
Pentru comparație, în conformitate IM Gorbanets (1977) treschinnoobrazovanie din cuarț și glauconite cuarț siltstone placa superioară deflexie Eocen West Kuban scitic Epihercynian pornind de la o adâncime de aproximativ 4,0 km. În secțiunea interval de la 0,6 până la zona de distribuție 5.0 km sunt următoarele diferite tipuri de colectoare: I tip (până la 3,5 km) - pori; II (3,5-4,5 km) - predominanță porilor fracturată, în prezența tuturor celorlalte tipuri; III (mai adânci de 4.5 km) - fisură.
Există o clasificare a porilor principal, canale și alte cavități în mărime, pe baza diferenței dintre principalele forțe care determină mișcarea fluidelor. MK Kalinko făcut tabel clasificarea comună a tuturor tipurilor de gol, în funcție de dimensiunea și morfologia lor (Tabelul 3 ;. Limitele dimensiunilor indicate în deformarea fiecare caz).
AA Hanin alte utilizări decât MK Kalinko, gradației de dimensiuni ale porilor, subliniind macropori mai mari de 1 mm și microporii sunt mai mici decât această valoare. Utilizarea integrată a parametrilor de bază ai rocilor rezervor menționate mai sus este permis să ofere pe baza recomandărilor AA Hanin și colab., Ca practică (industrială), după colectori de clasificare diferite cea mai mare porozitate și permeabilitate. Pentru primii colectori de clasă sunt colectori eficiente cu porozități mai mari de 26%, și permeabilitate - peste 1000 mD; a doua clasă - colectori cu o porozitate efectivă 18 la 26% și de permeabilitate - între 500 și 1000 md; a treia - la 12 la 18% și permeabilitate - de la 500 până la 100 mD; În al patrulea rând - între 8 și 12% și de la 10 la 100 mD; a cincea clasă - 4.5 - 8% și la 10 la 1 mD. Specii colectoare având o porozitate efectivă mai mică de 4,5% și mai puțin de 1 permeabilitate mD, nu au nici o valoare comercială, formând o a șasea clasă de colectori. Clasificarea cea mai completă a rezervoarelor de carbonat dezvoltat EM Smekhova și colab. (1962) și MK Kalinko (1957). De obicei rezervoarele de carbonat sunt împărțite în trei grupe majore: intergranulară, inter-agregate și amestecate. Grupa colectori intergranulare includ mai multe tipuri în funcție de compoziția substanței de umplere a spațiului intergranulară și gradul de umplere și inter-agregate - două grupe: rezervoare poroase-cavernicole și fracturate; cele mai recente porozitate nu depășește, de regulă, 1,7-2%.