Коллектор нефти: основные нефтяные коллекторы, их виды

Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные резервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторождений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скопление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и биопустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и некоторые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют, главным образом, проницаемость этих образований.

В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими.

Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах.

В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает карстообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер.

Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ.

Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах.

Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д.

Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями.

Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов ? выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др.

Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой ? характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

  • Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверхность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризуется величиной удельной поверхности:
  • Коллектор нефти: основные нефтяные коллекторы, их виды
  • где f – коэффициент пористости; D – средний диаметр зерен, см.
  • Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами. Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известняков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей.

Она существенно изменяется уже в диагенезе ? когда происходит выщелачивание, перекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет определяющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород.

Кавернозные известняки являются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся каверны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразованиями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить.

В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как правило, благодаря трещиноватости, достигая 2 ? 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

V = Кп 1/м2,

где V – скорость фильтрации, м/с; m – динамическая вязкость, Па с; ?р – перепад давления на отрезке А1, Па/м; Кп – коэффициент проницаемости, м2.

Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2.

Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным характером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД; при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигурации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсортированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента проницаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец пористой среды и от времени фильтрации.

Однако в процессе эксперимента наблюдаются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изменяющими проницаемость среды.

Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов.

При фильтрации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого материала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сечения поровых каналов.

При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы.

Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита ? в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – пористости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор.

Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных коллекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин.

Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени заполнения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного происхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гранитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

Коллектор нефти: основные нефтяные коллекторы, их виды

На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами основного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами. Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 57%; в известняках и доломитах – 42%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты).

Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в качестве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мелкозернистые песчаники и алевролиты.

Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разведанных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое развитие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов ? заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород.

Однако еще в начале XX столетия были получены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири.

Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами катагенеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количество рассеянного ОВ, окремнелые.

Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверхность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны контакта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость.

Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (>1 мм). Среди последних различают сверхкапиллярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные поры размером

Источник: https://geographyofrussia.com/kollektory-nefti-i-gaza/

Коллекторы нефти и газа

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и.

rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений.

Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности.

Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента.

Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов.

Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания.

Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа.

Читайте также:  Слив нефтепродуктов: нижний и верхний налив, устройства слива

Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения.

Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах.

Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства.

В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа.

Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям.

Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению.

При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Источник: http://www.mining-enc.ru/k/kollektory-nefti-i-gaza

Свойства коллекторов нефти и газа. Типы коллекторов нефти и газа

  • Коллекторами нефти и газа называются горные породы, способные вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления.
  • Свойства коллекторов нефти и газа:
  • 1) Гранулометрический состав;
  • 2) Пористость;
  • 3) Проницаемость;
  • 4) Удельная поверхность;
  • 5) Механические свойства;
  • 6) Термические свойства.

Гранулометрический состав – количественное содержание в породах частиц различной величин, или др. словами, — это распределение частиц породы по их размерам.

Пористость горной породы–это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и кавернозную пористости.

По происхождению поры бывают первичные (образовались в процессе образования самой породы) и вторичные (образовались в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения).

Первичные характерны для песчаников и песков. Вторичные для карбонатных и сильно заглинизированных плотных терригенных коллекторов).

По величине поровые канала подразделяются на:

1) Сверхкапиллярные >0,5 мм

2) Капиллярные 0,5 .. 0,0002 мм

3) Субкапиллярные < 0,0002 мм.

Для оценки пористости г.п. введены три коэффициента:

  1. 1)Коэффициент общей пористости– отношение объема всех пустот в породе к объему образца.
  2. m=(VП/VОБР)*100%
  3. 2)Коэффициент открытой (эффективной) пористости – отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m0=(VП.О./VОБР.)*100%

3)Коэффициент динамической пористости – отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объему образца.

mg=(Vg/VОБР.)*100%

Проницаемость – способность г.п. пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно коэффициент проницаемости оценивается из закона линейной фильтрации Дарси:

Физический смысл коэффициента проницаемости – он как бы показывает суммарную площадь пор, сквозь которую проходит фильтрация жидкостей и газов.

Абсолютная проницаемость – проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость– проницаемостьг.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы. Зависит от свойства г.п., физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия с г.п., насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

Проницаемость пород меняется 0,001..3-5 мкм2.

Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью 0,2…1 мкм2

Породы с проницаемостью менее 0,2 мкм2 относятся к категории низкопроницаемых пород; от 0,2…0,6 мкм2 – средне проницаемые породы; более 0,6 мкм2 – высоко проницаемые породы.

Породы, имеющие проницаемость менее 0,03…0,05 мкм2 – слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях разработки.

Удельная поверхность г.п. – суммарная поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

  • SУД=T/V
  • T – суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце[м2]
  • V – объем образца
  • Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:
  • 1) нефтенасыщенности
  • 2) водонасыщенности
  • 3)газонасыщенности
  • Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение Vн к Vпор или н. в едVпор

Аналогично определяется коэф-нтводонасыщенности:

Коэф-нт газонасыщенности – это отношение Vг при пл. усл. к Vпор , или содержание Vг в ед Vпор:

Механические свойства г.п.:

1) Упругость г.п.

2) Прочность на и разрыв

3) Пластичность г.п.

Упругие свойства г.п. На состояние пласта, режим его работы, существенное влияние могут оказывать упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н и Вв пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствие того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругую энергию г.п. принято характеризовать коэффициентами сжимаемости: коэффициент сжимаемости пласта, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент сжимаемости поровой среды.

Пластические свойства г.п. – при упругих деформациях зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в г.п. (для пород гранулярного типа).

Под прочностью г.п. понимают их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз превышает прочность на разрыв.

Тепловые свойства г.п.

  1. 1) Удельная теплоемкость
  2. 2) Коэффициент теплопроводности
  3. 3) Коэффициент температуропроводности
  4. 4) Коэффициент линейного и объемного расширения

Под уд.теплоемкостью понимают кол-во теплоты, необходимое для повышения температуры пород на 10С. Кол-во теплоты, необходимое для нагрева единицы массы пород на 10С наз-ся уд. теплоемкостью породы.

  • C – уд.теплоемкость, [Дж/кг 0С]
  • Q – кол-во необходимой теплоты, [Дж]
  • М – масса породы, [кг]
  • Т – Т0 – начальная и конечная температуры, [ 0С]

Коэф-нт теплопроводности показывает хорошо или плохо данное тело пропускает тепло при установ. режиме, численно равно кол-ву тепла проходящем в породе ч/з ед. площади в ед. времени и градиенте температуры равна единице.

  1. λ – коэф-т теплопроводности, [ккал / град · м · с]
  2. dQ – кол-во переносимого тепла за ед. времени dT, [ккал]
  3. S- площадь сечения, [м2]

Коэф-нттемпературопроводностислужит мерой скорости с которой пористая среда передает изменения температуры с одной точки в другую или хар-ет скорость прогрева породы (скорость распр-ияизотермич. границ в них)

Коэф-нттемпературопроводности связан с коэф-ом λ и С следующей зависимостью:

a — коэф-нттемпературопроводности, [м2/с]

ρ – плотность породы, [кг/м3]

Коэф-нт линейного и объемного расширения. При нагреве породы расширяется. Способность породы к расширению хар-ся следующими коэф-ми :

  • αL, αV – коэф-ты линейного и объемного расширения, [град-1]
  • dL, dT — приращение длины и объема образца при увеличении температуры на dT.
  • Типы коллекторов нефти и газа.
  • Наиболее распространенные коллекторы – терригенные и карбонатные породы.
  • Терригенные представлены в основном песчаниками и алевролитами.
  • Карбонатные представлены известняками и доломитами.
  • Так же редко встречаются магматические коллекторы.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Рекомендуемые страницы:

Источник: https://lektsia.com/9×4837.html

Коллектор нефти и газа — «Энциклопедия»

КОЛЛЕКТОР нефти и газа, горная порода, способная вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки.

Коллекторы подразделяются на промышленные, из которых возможно получение достаточных по величине притоков флюидов, и непромышленные, из которых получение таких притоков на данном этапе невозможно.

Нижние пределы параметров коллекторских свойств (проницаемости и полезной ёмкости), определяющие промышленную оценку коллектора, зависят от состава флюида (для газа в связи с его подвижностью они значительно ниже, чем для нефти) и типа коллектора (поровый, биопустатный, кавернозный, трещинный или смешанный).

Формирование коллектора начинается со стадии седиментогенеза породы. Степень сохранности седиментационных признаков зависит, прежде всего, от минерального состава породообразующей части (матрицы) коллектора, минерального состава и формы распределения в поровом пространстве цемента, а также от мощности коллектора.

Постседиментационная эволюция коллектора определяется новыми признаками, формирующимися под влиянием увеличивающихся давления и температуры, повышения концентрации флюидов, перераспределения цементирующего материала, изменения структуры пустотного пространства, растворения неустойчивых и образования стабильных минералов.

Изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь литологическим типом породы.

Реклама

Наиболее распространены терригенные и карбонатные коллекторы, с которыми связаны основные извлекаемые запасы углеводородов, реже встречаются глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенные и вулканогенно-осадочные, магматические и др.

Основной масса терригенных коллекторов относится к поровому типу, характеризующемуся межзерновым пустотным пространством, их называют межзерновыми (гранулярными); встречаются также коллекторы со смешанным характером пустотного пространства (трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности — если часть зёрен сравнительно легко выщелачивается).

Свойства терригенных коллекторов зависят, прежде всего, от гранулометрического состава, формы и характера поверхности, слагающих породу зёрен, степени их отсортированности, окатанности, вида упаковки обломочных зёрен; количества, состава и типа цемента.

Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам коллекторов порового типа. На фильтрационную способность терригенных коллекторов влияет также количество, минеральный состав и характер распределения глинистой примеси, снижающей проницаемость.

Среди множества классификаций терригенных коллекторов наиболее популярная построена с учётом их гранулометрического состава, эффективной пористости и проницаемости. По этим параметрам различают шесть классов терригенных коллекторов с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД (миллидарси), 1000-500, 500-100, 100-10, 10-1 и менее 1 мД (1 мД≈ 1·10-3 мкм2).

Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к классу с проницаемостью менее 1 мД, в естественных условиях обычно содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения.

Лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус (облик) большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также их более высокая сорбционная ёмкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Для карбонатных коллекторов характерен наиболее широкий спектр типов: гранулярные (оолитовые и обломочные известняки), трещинные (плотные известняки и доломиты), кавернозные (результат карста), биопустотные (органогенные известняки).

Особенности карбонатных коллекторов — ранняя литификация, избирательная растворимость, склонность к трещинообразованию — обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот.

Качество карбонатных коллекторов определяется первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются дополнительные поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания.

Карбонатные коллекторы характеризуются крайней невыдержанностью свойств и их значительным разнообразием в зависимости от фациальных условий образования, что затрудняет их сопоставление. Фациальные условия образования карбонатных пород в большей мере, чем в терригенных, влияют на формирование коллекторских свойств.

По минеральному составу карбонатные породы менее разнообразны, чем терригенные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. Влияние вторичных преобразований особенно велико в породах с первично неоднородной структурой порового пространства (органогенно-обломочные разности).

По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных, прежде всего степенью уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твёрдые образования, и далее уплотнение идёт уже медленно.

Карбонатный ил и мелкообломочные, комковато-водорослевые карбонатные осадки быстро литифицируются, пористость несколько сокращается, но значительный объём порового пространства «консервируется». Трещиноватость, как правило, составляющая в породах 0,1-1%, в карбонатных коллекторах может достигать 1,5-2,5%.

При значительной мощности трещиноватых продуктивных горизонтов ёмкость трещин имеет существенное значение для оценки полезного объёма пластов. Дополнительная ёмкость карбонатных коллекторов трещинного типа создаётся также стилолитовыми швами, образование которых связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе, что обусловлено вымыванием глинистых корочек. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в кавернозно-поровом и поровом типах карбонатных коллекторов. Лучшими карбонатными коллекторами являются рифовые известняки, из которых были получены и рекордные дебиты нефти (десятки тысяч тонн в сутки).

В глинисто-кремнисто-битуминозных коллекторах преобладают трещинные и порово-трещинные типы. Породы характеризуются значительной изменчивостью минерального состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом.

Микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли мД.

Читайте также:  Основные месторождения нефти: где добывают нефть

В таких породах участки с повышенной пористостью и проницаемостью разнообразной формы возникают в процессе катагенеза (синхронно с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы).

Считают, что в седиментогенезе образуются микроблоки породы, покрытые плёнкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезём, обволакивая агрегаты глинистых минералов, создаёт на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезёма (возникают так называемые кремнеорганические рубашки).

Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. Отдельные участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек».

При вскрытии таких коллекторов, как правило, отмечаются разуплотнение и аномально высокое пластовое давление. Повышению трещиноватости породы способствуют и тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются — это коллекторы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ в других типах пород.

Среди вулканогенных и вулканогенно-осадочных коллекторов наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы. Эти коллекторы отличаются большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения.

Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала, или с вторичным выщелачиванием и трещиноватостью. Нефтеносность этих пород всегда вторична.

Особенность таких коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах.

Формирование коллекторов в магматических и метаморфических породах связано с метасоматозом и выщелачиванием в результате гидротермальной деятельности, контракцией (усадкой) при остывании породы, дроблением по зонам тектонических нарушений.

Основной объём пустот в магматических коллекторах принадлежит микротрещинам и микрокавернам. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11%.

Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен мД.

Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фото и ультразвуковой каротаж, метод капиллярного насыщения пород люминофорами и др.

Лит.: Справочник по геологии нефти и газа / Под редакцией Н. А. Еременко. М., 1984; Геология и геохимия нефти и газа / Под редакцией Б. А. Соколова. 2-е изд. М., 2004.

Источник: http://knowledge.su/k/kollektor-nefti-i-gaza

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра.

Гранулометрический состав позволяет судить о некоторых условиях генезиса пород в период их возникновения.

 [1]

Нефтегазовым коллектором называется горная РїРѕСЂРѕРґР°, обладающая физическими ( структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать РІ ней жидкие Рё газообразные углеводороды, Р° также фильтровать, отдавать РёС… РїСЂРё наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти Рё газа — его емкостная Рё фильтрационная характеристики, определяемые литолого-петрографическим ( вещественным) составом, пористостью Рё проницаемостью, Р° РІ более общем РІРёРґРµ — типом коллектора.  [2]

Нахождение эффективных СѓРїСЂСѓРіРёС… свойств песчаных нефтегазовых коллекторов Рё, РІ частности, скоростей продольных Рё поперечных волн, определение СЃРІСЏР·Рё между скоростями Рё структурными параметрами скелета Рё перового пространства, свойствами флюида является весьма актуальной задачей для сейсморазведки. Закономерности распространения Р·РІСѓРєР° РІ СЃСѓС…РёС… грунтах Рё горных породах необходимо знать РїСЂРё регистрации силы землетрясений или взрывов. Эти Рё РјРЅРѕРіРёРµ РґСЂСѓРіРёРµ примеры показывают значимость решения данной задачи для РјРЅРѕРіРёС… прикладных, Р° РІ некоторых случаях Рё теоретических, проблем механики дисперсных систем.  [3]

Для геологических условий этого объединения, РіРґРµ ранее сероводород РІ нефтегазовых коллекторах РЅРµ был обнаружен, количество опрессовок превенторов вполне нормальное.  [4]

РЎ макетными образцами спектрометра диаметром 48 РјРј получены положительные результаты РїРѕ выделению нефтегазовых коллекторов Рё оценке характера насыщенности РІ нефтедобывающих регионах Башкортостана, Татарстана, Оренбургской области, Западной РЎРёР±РёСЂРё Рё Казахстана.  [5]

Продукция замеряемой скважины поступает через гидроциклонную головку РІ сепарационную камеру, РіРґРµ выделившийся газ СѓС…РѕРґРёС‚ РІ нефтегазовый коллектор, Р° жидкость через колено Рё трехходовой переключающий клапан поступает РІ мерную емкость. РџРѕ мере заполнения жидкостью вес ее возрастает.  [7]

Продукция РѕС‚ скважины поступает через гидроциклонную головку РІ сепарационную камеру, РіРґРµ выделившийся газ РїСЂРѕС…РѕРґРёС‚ РІ нефтегазовый коллектор 11, Р° жидкость через трубу 4 Рё трехходовый переключающий клапан поступает РІ измерительную емкость, вес которой возрастает РїРѕ мере ее наполнения. Нуль-орган 15 срабатывает Рё подает сигнал РЅР° управляющий блок 14 исполнительного устройства, который через релейный блок 12 управляет трехходовым переключающим клапаном 7 Рё счетчиком 13 числа наполнений измерительной камеры. Клапан переключается РЅР° слив, жидкость РёР· измерительной камеры сливается, Р° РёР· скважины — накапливается РІ сепарационной камере.  [8]

РџСЂРё отказе аппаратуры автоматики или переключающего клапана, Р° также РїСЂРё отключении электроэнергии продукция скважины переливается РёР· мерной емкости Рё СЃРІРѕР±РѕРґРЅРѕ РїСЂРѕС…РѕРґРёС‚ через регулятор перепада давления Р РџР” РІ нефтегазовый коллектор, РЅРµ нарушая технологического режима скважины.  [9]

Так РґРѕ настоящего времеяя отсутствует единый системный РїРѕРґС…РѕРґ РІ оценке Рё классификации гидравлических условий вскрытия продуктивных отложений РІ зависимости РѕС‚ определяющих факторов, нет показателя качества захай — чивания скважин, Р’ этой СЃРІСЏР·Рё следует отметить работу [ 3], РіРґРµ авторами впервые сделана попытке классифицировать коллекторы РїРѕ условюш РёС… вскрытия РЅР° следупцих принципах: предотвращения РєР° — бухания — СЏ разрушения глинистых включений РІ продуктивной части РїСЂРё контакте СЃ фильтратами буровых растворов, предупреждения кольматадии пласта твердой фазой Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раотвора, предотвращения ухудшения шштрахщонной характеристики призабойной аоны нефтегазовых коллекторов РїСЂРё Пластовых давлениях ниже гидростатического. Р’ результате авторы РІСЂРёС…РѕРґСЏС‚ Рє РЅРµ вполне корректному выводу Рѕ невозможности качественного вскрытия продуктивных горизонтов Рё любых типом коллектора РЅР° глншютюс буровых растворах.  [10]

РќР° блочных автоматизированных замерных установках отделение газа РѕС‚ нефти осуществляется только СЃ целью раздельного измерения дебита скважин РїРѕ жидкости Рё газу. После измерения нефть Рё газ СЃРЅРѕРІР° смешиваются Рё подаются РІ общий нефтегазовый коллектор.  [11]

РџРѕ данным некоторых объединений около 66 % ремонтов приходится РЅР° аварии подземного оборудования, 15 % — РЅР° технологические отказы, 6 % — РЅР° геолого-технические мероприятия ( ГТМ) Рё исследовательские работы, 1 % — РЅР° аварии наземного оборудования Рё 12 % — РЅР° прочие. Последние связаны СЃ ремонтом коммуникаций, РІ частности, выкидных линий скважин Рё нефтегазового коллектора.  [12]

РљСЂРѕРјРµ указанных выше основных функций, которые выполняют сепараторы-делители потока, необходимо упомянуть еще РѕРґРЅСѓ дополнительную функцию, имеющую большое значение для обеспечения устойчивой работы подогревателей-деэмульсаторов или печей. Как известно, РїСЂРё однотрубной системе СЃР±РѕСЂР° нефти Рё газа, особенно, РєРѕРіРґР° нефтегазовые коллекторы прокладываются РІ сильно пересеченной местности, заметное влияние РЅР° устойчивость работы всей технологической схемы обезвоживания оказывают пульсации нефтегазовой смеси РІ нефтегазосборных коллекторах. Эти пульсации появляются РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ тем, что РЅР° пониженных местах трубопроводов скапливается жидкость, Р° РЅР° повышенных — газ. РџСЂРё перекрытии сечения трубы жидкостью газ проталкивает эту жидкость РІ РІРёРґРµ РїСЂРѕР±РєРё, Рё РІ сепаратор первой ступени поступает порция жидкости значительного объема, Р° затем порция газа. Р’ сепараторах, таким образом, также наблюдаются явления пульсации.  [13]

Тепловым скольжением называют движение пристеночного газа вдоль неравномерно нагретого капилляра РІ направлении, противоположном потоку теплоты. Этот РІРёРґ диффузионного переноса заметен, главным образом, РІ разреженных газах Рё, РІРёРґРёРјРѕ, РЅРµ реализуется РІ нефтегазовых коллекторах.  [14]

Разработан Рё опробован РІ нефтегазодобывающих регионах Башкортостана, Западной РЎРёР±РёСЂРё ( Уренгой) Рё Казахстана аппаратурно-методический комплекс СНГК-СГК, обеспечивающий выделение нефтегазовых коллекторов, оценку характера насыщения, коэффициента пористости, эквивалентного содержания хлора РІ пластовой РІРѕРґРµ СЃ достоверностью, РЅРµ уступающей Р�РќРќРљ ( Р�НГК) Рё углеродно-кислородному каротажу. Рекомендации, выданные РїРѕ данным СНГК-Рљ позволяют уточнить характер насыщения пласта, выделить пропущенные интервалы. Подтверждением этому может служить то, что РІ апреле месяце текущего РіРѕРґР° РЅР° РѕРґРЅРѕР№ РёР· скважин Уренгоя нами РїРѕ данным СНГК выданы рекомендации РЅР° проведение испытания пласта, РЅРµ рекомендуемого РґСЂСѓРіРёРјРё интепретаторами РїРѕ данным стандартного комплекса. РљСЂРѕРјРµ того комплексирование СНГК Рё СГК СЃ волновым акустическим каротажом обеспечивает эффективное выделение коллекторов трещинного типа РІ карбонатных разрезах.  [15]

Страницы:      1    2

Источник: https://www.ngpedia.ru/id94407p1.html

ПОИСК

    В пластах — коллекторах нефти и газа выделяют следующие основные виды макронеоднородности. [c.89]

    ГЛИНИСТЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА. 12 п., 65 к. [c.199]

    Проблема взаимодействия нагнетаемой воды с глинистыми фракциями пород-коллекторов нефти и газа возникла с самого начала освоения систем разработки нефтяных месторождений при искусственном заводнении. Глинистые минералы относятся к числу характерных компонентов гранулярных коллекторов и в значительной мере определяют их ФЕС.

Поэтому они уже давно привлекают внимание нефтяников. Лабораторные и промысловые исследования показали, что с увеличением относительного количества глинистой фракции обычно связано ухудшение проницаемости коллекторов, а пространственная изменчивость глин в породе — одна из причин неоднородности продуктивных объектов по ФЕС.

Хорошо известна повышенная сорбционная активность глин, а также способность некоторых к набуханию при опреснении пластовых вод, сопровождающемуся снижением проницаемости и пористости. Для сильноглинизированных коллекторов характерны нелинейность закона фильтрации, предельный градиент давления. Эти свойства приводят к образованию застойных зон, т. е.

отрицательно сказываются на коэффициенте охвата. [c.33]

    Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа.-М. Недра, 1970.-239 с. [c.398]

    Карбонатные породы, главным образом известняки, являются коллекторами нефти многих залежей в районе Мид-Континента, штатов Канзас, Оклахома, Техас, Западной Канады и других районов. [c.371]

    ОСТ 39-161—83. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород.— М. МНП.— 1983.-19 с. [c.389]

    При таком распределении в коллекторе нефти и воды можно ожидать, что связанная вода приводит к снижению влияния микронеоднородности пласта на вытеснение нефти водой. Ранее указывалось, что состояние вытеснения нефти водой зависит от микростроения коллектора, что, в конечном итоге, проявляется в определенной зависимости текущей нефтеотдачи от скорости фильтрации.

Уменьшение микронеоднородности нефтенасыщенной части пласта за счет содержания в мелких порах и в сужениях порового пространства связанной воды — одна из основных причин изменения нефтеотдачи от скорости фильтрации. Иначе говоря, при наличии связанной воды следует ожидать более равномерное проникновение нагнетаемого агента в нефтенасыщенное поровое пространство. [c.

96]

    Четвертая стадия осадок погружается на глубину 3—4 километров, окружающие температуры возрастают до 150° С. Происходит отгонка нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества в пласт. Попав в проницаемые породы-коллекторы, нефть начинает новую жизнь, образует промышленные залежи. [c.27]

    Перед теплообменниками Т-1 и Т-2 в общий коллектор нефти насосом Н-2 подается дозированное количество раствора деэмульгатора. [c.83]

    Факты, однако, показывают совсем иную картину нефть очень часто, даже можно сказать в подавляющем большинстве случаев, встречается в песчаных и карбонатных породах, что с химической стороны заставляет считать эти породы только вторичными коллекторами нефти. [c.202]

    Для свободных жидкостей Ti и почти равны и часто имеют величину порядка секунды. В кристаллах и твердых телах Тч может быть очень малой величиной (от 10- до 10- сек), в то время как Т может быть порядка секунд или даже минут.

Читайте также:  Экспорт нефти и газа: новости, цена на нефть, страны опек

Для жидкостей, заключенных в порах твердых тел, время релаксации значительно короче, чем для свободных жидкостей, причем эта укорочение определяется геометрическими и поверхностными свойствами содержащих эти жидкости твердых тел. Этот факт позволяет по релаксационным характеристикам жидкостей, заключенных в порах, определить физико-химические свойства пористых тел.

В частности, применительно к коллекторам нефти и газа возможно определение следующих параметров а) пористости б) нефте- II водонасыщенности в) проницаемости  [c.100]

    Для подсчета запасов нефти, проектирования, разработки месторождений н проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи большое значение имеет изучение свойств и закономерностей распределения остаточной воды в пористой среде. Остаточная вода, содержащаяся в порах коллекторов нефти и газа, включает различные ее категории и виды, начиная от адсорбированной воды, удерживаемой молекулярными силами поверхности твердого тела, до воды, капиллярно удержанной отдельными элементами сложной полидисперсной структуры. Свойства жидкостей в слоях сильно отличаются от свойств свободной воды в порах дисперсного вещества. Это вызывает существенное отклонение от классических уравнений Дарси и Пуазейля свойств жидкости в пористых системах с размерами пор, соизмеримыми с толщиной аномальных слоев. К аномальным относятся слои жидкости, примыкающие к поверхности пор и отличающиеся по своим физико-механическим и термодинамическим свойствам от жидкости в объемной фазе. Толщина этих слоев может быть соизмерима с размерами пор. [c.101]

    Коллекторы нефти характеризуются значительной морфологической неоднородностью. Причем неоднородность карбонатных коллекторов значительно выше, чем терригенных. [c.64]

    Коллекторы нефти распределены в теле рифа неравномерно. Среднее значение пористости 7,4%, нефтенасыщенности — 88,5%. Проницаемость коллекторов изменяется от И до 600 10 м . Коллекторские и фильтрационные свойства пласта улучшаются в направлении сверху вниз. [c.233]

    Эксплуатационные объекты нефтяных месторождений крайне разнохарактерны. Породы-коллекторы нефти разнятся по гранулометрическому составу, пористости, карбонатности, проницаемости, содержанию глинистых частиц с неодинаковой степенью гидратируемости. [c.30]

    Залежь пласта Kj — пластовая, сводовая, с водонефтяным контактом на отметке 761 м. Размер залежи 5,5 х 4,2 км, этаж нефтеносности 22,7 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 2,26 м. Коллекторами нефти являются известняки и доломиты. [c.168]

    С мехов Е. М. Некоторые новые данные о современном состоянии изученности проблемы трещинных коллекторов нефти и газа. Труды ВНИГРИ, вып. 242. Изд-во Недра , 1965. [c.14]

    Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, остающуюся в промытых зонах.

Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (больщой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной.

Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть — закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. [c.32]

    Основными коллекторами нефти являются песчаник и карбонатные породы. Чистые несцементированные пески, а также чистые сцементированные пески являются наиболее распространенными коллекторами нефти. Они обладают высокой пористостью и хорошей прони-цаемостью.

Нефть часто содержится также в глинистых песках и алевролитах. Глинистые пески содержат помимо кварца большое количество чешуек слюды и некоторые глинистые минералы.

Пески этой группы имеют высокую пористость, но низкую проницаемость из-за мелкой зернистости или наличия цементирующего мате-риала в промежутках между более крупными зернами. [c.195]

    В нефтяных пластах насыщающая коллектор нефть, содержащаяся в порах пористого пласта или в порах и трещинах трещиновато-пористого пласта, находится в контакте с поверхностью породы. Поверхностно-актив-ные компоненты нефти адсорбируются на этой поверх ности, изменяя ее смачиваемость. [c.195]

    Характеризуя процесс солянокислотной обработки, отметим, что он базируется на свойстве карбонатных пород вступать в реакцию с кислотой и растворяться в ней без последующего выпадения осадка. Этим объясняется тот ф 1кт, что в начальный период промышленного внедрения процесса его применяли только и а месторождениях с чисто карбонатными коллекторами нефти. [c.36]

    Приведены данные комплексного изучения глинистых пород — коллекторов нефти и газа доманика Волго-Урала, баженовской свиты Западной Сибири, хадумско-го горизонта Восточного Предкавказья и др.

Сформулированы минералогические и текстурные предпосылки формирювания проницаемых зон в толщах глинистых пород.

Сделаны выводы об особенностях образования месторождений этого генетического типа и перспективах их открытия в различных регионах. [c.199]

    Все крупные и богатые нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам и среди последних первую роль в этом от-ношбнии играют пески и рыхлые песчаники.

Поэтому выражение американских нефтяников где нет песков, там нет и нефти имеет свой смысл, если под нефтяным песком разуметь более широко всякую рыхлую породу, могуш,ую быть коллектором нефти. Из нефтяных песков и песчаников добывается около 9/10 всей получаемой в мире нефти.

На втором месте но своему значению стоят ноздреватые и пористые известняки, или доломиты. [c.173]

    Плош адь нефтегазоносных территорий Советского Союза (см. стр. 4, 5 указанного ниже сборника) составляет около 11,9 млн. км , или 37,11% мировых нефтегазоносных территорий.

Значительно больше половины территории нашей страны сложено осадочиыми породами, что определяет высокую степень вероятности в них коллекторов нефти и газа.

В стране открыто более 1000 нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений, ив них около 30 — уникальные и крупные, на которые приходится почти /з всей добычи нефти и газа в стране (Экономика нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности. М., Недра , 1972). [c.354]

    Ушакова Г. С., Жузе Т. П., Соколова В. П. Изучение газожидкостао/о равновесия в смесях углеводородов при высоких температурах и давлениях.— В кн. Физические свойства коллекторов нефти при высоких давлениях. М., 1979, с. 100—108. [c.159]

    Горные породы, способные вмещать нефть, воду и газ, обычно называют коллекторами. Прп этом имеется в виду, что породы-коллекторы способны также отдавать нефть, газ н воду при разработке пластов, иначе они не представляют практического интереса. Не все породы могут быть коллекторами.

Известно, что подавляющая часть скоплений нефти и пластовой воды связана с кол-лектора1 и осадочного происхождения. Магматические и метаморфические породы, образовавшиеся при высоких температурах и давлениях, не могут служить коллекторами нефти, а содержание воды в них очень невелико.

Правда, известны единичные случаи, когда скопления нефти обнаружены в породах подобного типа. Но объясняется это тем, что твердые плотные магматические или метаморфические породы в минувшие геологические эпохи обнажались на поверхности земли и разрушались.

В них образовывались трещины, пустоты, которые затем и заполнялись нефтью, поступающей из осадочных отложений. [c.11]

    Трещиноватость коллекторов нефти изучается с помощью прямых и косвенных признаков. Прямые признаки изучения (лабораторные исследования кернов, изучение трещиноватости по шлифам, фотокаротаж разреза скважин) в ряде случаев не удовлетворяют современным требованиям, так как операции по отбору [c.114]

    На нефтеперерабатывающих заводах первичная переработка обессоленных и обезвоженных нефтей начинается с их ректификации, во время которой относительно стабильные углеводороды и лабильные сераорганические соединения подвергаются одинако- вому термическому воздействию.

В связи с этим для 189 нефтей различных месторождений был определен порог термостабильности содержащихся в них сераорганических соединений, т. е. минимальная температура, при которой наблюдается образование сероводорода или меркаптанов.

Оказалось, что порог термостабильности определяется характером коллектора нефти и не зависит от его возраста и количества содержащейся в нефти серы. Для нефтей, приуроченных к песчанникам, порог термостабильности (200—300°) значительно выше, чем для нефтей, приуроченных к известнякам (40—80°).

В случае переслаивающихся коллекторов порог термостабильности (100—180°) занимает промежуточное положение (рис. 2). [c.8]

    Система сбора Бароняна—Везирова (рис. 12) разработана применительно к месторождениям Азербайджана и Туркмении, где и получила широкое внедрение. Согласно этой системе газ, вода и механические примеси за счет устьевого давления (независимо от способа эксплуатации скважин) подаются по выкидным линиям на групповую замерную установку 5.

От нее по общему сборному коллектору нефть направляется на центральный сборный пункт (ДСП), где производится двухступенчатая сепарация и частичное обезвоживание. Затем нефть насосом 10 подается в сырьевые резервуары установки комплексной подготовки нефти (УКПН) 11. На первой ступени сепарации поддерживается давление — 0,4 МПа.

Отсепарированный газ под этим давлением, пройдя предварительно осушку, поступает на компрессоры 14 и далее к потребителю. Вторая ступень сепарации осуществляется в сборнике нефти 9 при давлении вакуумметрическом или близком к атмосферному. Отсепарированный на этой ступени газ посредством вакуум-компрессоров 12 подается в общую газосборную сеть.

[c.34]

    Динамика смачиваемости поверхности пористых сред коллекторов нефтью, водой, физико-химическими реагентами во многом определяется адсорбцией веществ на границе фаз.

При проведении мероприятий увеличения нефтеотдачи в механизме нефтевы-теснения (особенно в процессе довытеснения остаточной капельной или пленочной нефти) адсорбционные явления участвуют в двух качествах определяют поведение поверхностно-активных компонентов, содержащихся в нефти (смолы, асфальтенов, нафтеновых кислот и др.

) и формируют интегральный эффект от закачиваемых рабочих агентов (поверхностно-активных веществ (ПАВ), политйерных добавок, загустителей, щелочных и кислотных жидкостей, мицеллярных растворов и т. д.). [c.161]

    Симкин Э. М. Электрическая поляризация коллекторов нефти и газа.. Тр, ВНИИЯГГ, 1981, с. 112—116. [c.213]

    Коллекторами нефти в терригенных отложениях визейской толщи служат песчаники, песчанистые алевролиты и алевролиты с различной степенью песчанистости, которые залегают в виде отдельных слоев среди глинистых пород. Толщина песчанистых пластов и их число непостоянны даже в пределах одного месторождения.

В региональном плане толщина терригенной части яснополянского надгоризонта увеличивается с севера на юг и с запада на восток. В пределах Пермского и Башкирского сводов толщина отложений в сводовой части локальных структур достигает 50-60 м, на крыльях — 70 м.

На структурах, расположенных ближе к осевой части Камско-Кинельской системы впадин (Лазуковская, Мазу-нинская), толщина увеличивается и до 90 м. Наиболее развита терригенная толща в зоне Камско-Кинельской системы прогибов, где толщина ее, как правило, гревышает 100 м.

Помимо изменения общей толщины яснополянского надгоризонта, важнейшее значение имеют наличие в его разрезе песчаных пластов и их вьщержанность по разрезу и площади. В пределах разбуренных месторождений эффективная толщина песчаных пластов колеблется от О до 60 м.

Среднее значение коэффициента песчанистости (отношение эффективной толпщны объекта к его общей толщине) для месторождений изменяется от 0,22 до 0,94. Кроме того, продуктивные пласты имеют различную степень расчлененности на пропластки от 1,3 до 8,4. Это объясняется различной степенью цементации и фациальной изменчивостью песчаных пластов. Кроме того, значительные замещения их глинистыми разностями являются причиной изменения физических [c.64]

    Эффект снижения проницаемости у образцов с каолинитовой глиной значительно меньше, особенно в пределах проницаемости, которую имаот реальные коллекторы нефти. Так, с увеличением содержания каолинитовой глины в песке с. 11 до 15 % проницаемость снижается с 3 до 1 мкм при насьпцении образцов дистиллированной водой. [c.100]

    Бабалян Г. А., Коваленко Э. К. О совместной фильтрации нефти, воды и газа в трещинных коллекторах и возможности применения поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи. В сб. Труды П Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа , М., Недра , 1965, с. 374—385. [c.192]

    Видно, ЧТО наибольшее стабилизирующее действие в условиях Арланского месторождения оказывают такие ингибиторы, как формальдегид, бисамин, СНО-ГЛИФ, лигносульфонаты и др.

Но степень защиты одного и того же ингибитора химической деструкции НПАВ на различных месторождениях неодинакова. Это обусловлено различием химического состава пород — коллекторов нефти и газа (содержание железа, серы и т. п.

), а также уровнем минерализации и химическим составом пластовых вод. [c.121]

    Залежь пласта Kj — пластовая, сводовая, с водонефтяным контактом на отметке 739,6 м. Размер залежи 8,0 х 5,5 км, этаж нефтеносности 24,7 м. Коллекторами нефти являются биоморфные известняки, реже доломиты. [c.168]

    Южно-Ягунское месторождение характеризуется низкой начальной нефтенасыщенностью коллекторов нефтью, ухудшенными коллекторскими свойствами и низкими нефтенасыщенными толщинами. [c.246]

Источник: https://www.chem21.info/info/582808/

Ссылка на основную публикацию