Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 [ 42 ] 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

а во втором случае соответственно 0,310-0,855 п 0,57. Аналогичные определения коэффициента однородности для продуктивной части угленосных отложений в скв. 503 Арланского месторождения дали: Kk = 0,378, а с учетом алевролитовых и аргиллитовых разностей Kk = 0,173. По нижней части рифогенных отложений в СКВ. 616 Грачевского месторождения коэффициент однородности получился равным Kk = 0,155.

Из приведенных данных видно, 2000 что в отличие от емкостной характеристики однородность пород по проницаемости более разнообразна даже в пределах одного и того же пласта. При этом, как видно из рис. 48, с уменьшением однородности пласта по проницаемости средняя проницаемость его закономерно уменьшается, удовлетворяя в общем виде следующей функции:

Z = ae***,

(181)

конкретное выражение которой применительно к рис. 48 имеет вид

Л: = 107е*-

(182)

Рис. 48. График зависимости средневзвешенной проницаемости от коэффициента однородности пласта по проницаемости. Цифры при точках - номера сква-нога

Если принять, что коэффициент однородности продуктивного пласта Kk зависит в основном от структуры поровых каналов, а коэффициент К, кроме того, зависит от присутствия иных литологических разностей, то литологическая однородность отдельно, очевидно, может быть найдена из выражения К = 1-+ К. В соответствии с этим в зоне расположения скв. 1529, 1607, 1282 и 1397 Туймазинского месторождения коэффициент литологической однородности пласта Д1 по проницаемости составляет К = 1-0,74+ -Ь 0,57 = 0,83, а в скв. 503 Арланского месторождения К1 = = 1-0,378 -Ь 0,173 = 0,795, т. е. литологическая однородность во втором случае оказалась на 4% меньше, чем в первом случае. Вместе с тем полученные данные свидетельствуют о том, что однородность пластов обусловливается прежде всего их микростроением и микронеоднородностью. Исходя из этого оценка однородности коллекторов по пористости, проницаемости и размеру поровых каналов может оказаться весьма полезной при решении различных задач, связанных с определением запасов нефти и газа в залежах и нефтеотдачи.

ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД С ГЛУБИНОЙ ЗАЛЕГАНИЯ

Речь идет в данном случае об изменении проницаемости пород, обусловленном вторичными процессами, которые в какой-то мере

связаны с глубиной залегания пород. Как уже отмечалось, интенсивность вторичных процессов и степень влияния их на коллекторские свойства тесно связаны с гравитационными силами вышележащих отложений, с палеогидрогеологической обстановкой, минералогическим составом пород и содержащихся в них вод и т. д. Поскольку проницаемость пород зависит от радиуса поровых каналов во вто-

к,мд 50000

10000

S00 1000 1500

рои степени, то влияние на нее вторичных процессов более ощутимо, чем на пористость. Это хорошо подтверждается исследованиями П. А. Карпова [86], результаты которых представлены графически на рис. 49. Объектами исследований П. А. Карпова были мелкозернистые, раз-нозернистые и полимикто-вые водоносные песчаники девонского возраста в районе Волгоградской области. Из рис. 49 видно, что проницаемость всех перечисленных литологических разностей имеет тенденцию к уменьшению с увеличе-Z0OO 2500 3000 Н,н нием глубины залегания.

При этом наибольшее ее изменение наблюдается у мелкозернистых и особенно у полимиктовых песчаников.

Приведенные результаты исследований представляют большой интерес в том отношении, что они выполнены при некоторых прочих равных условиях, позволяющих судить о степени влияния вторичных процессов на проницаемость различных литолого-петрографических разностей. Однако это не лишает их частного характера, поскольку они относятся исключительно к водоносным породам. Как уже отмечалось, вторичные процессы в нефтегазонасыщенных породах менее результативны в смысле влияния их на емкость пустот и проницаемость пород из-за малого количества погребенной воды в последних и отсутствия ее миграции. Поэтому степень влияния вторичных (эпигенетических) процессов на коллекторские свойства пород зависит не только, а в некоторых случаях, по-видимому, не столько от глубины залегания, сколько от продолжительности геологического периода формирования нефтяных и газовых залежей.

\3 I ° к I V 1.5 1 а Iff

Рис. 49. График зависимости проницаемости к терригенных пород от глубины залегания Я:

7,2-для песчаников мелкозернистых, кварцевых; S,4 - для песчаЕшков развозернистых; 5, б - для песчаЕшков полимиктовых

в свете изложенных выше представлений о влиянии диагенетических и эпигенетических процессов на коллекторские свойства пород логично предположить, что чем раньше сформирована нефтяная или газовая залежь в коллекторе после его образования, тем лучше должны быть его коллекторские свойства, независимо от глубины залегания. Следовательно, истоки и геологический возраст углеводородов, особенно нефти, в ряде случаев, возможно, имеют решающее значение в коллекторских свойствах пород и в формировании нефтяных залежей.

Как известно [173], пористость матрицы верхнемеловых отложений достигает 20%, а проницаемость ее практически равна нулю. При этом, по имеющимся данным, нефть в ней отсутствует и содержится только в пустотах вторичного происхождения - прешдущественно в трещинах. Следовательно, напрашивается вывод, что трещины и заполняющая их нефть в верхнемеловых отложениях появилась в третичное время в один из периодов альпийского горообразования. Возможно, и возраст нефти в них соответствует третичному времени. В противном случае нефть в промышленных масштабах содержалась бы в порах матрицы и ее запасы в верхнемеловых отложениях были бы на один-два порядка больше действительных. Но вследствие диагенетических, а также эффективных и длительных эпигенетических процессов верхнемеловые отложения, видимо, уже в начале третичного периода стали непроницаемыми и поэтому могли стать коллекторами только после появления в них трещин.

Такова физическая сторона рассматриваемого вопроса, которая, конечно, отнюдь не претендует на разрешение возникающих при этом новых вопросов, не относящихся к физике пласта. Важно в данном случае то, что в числе прочих исследований, связанных с оценкой коллекторов и поисками нефти и газа, большое теоретическое и практическое значение приобретает изучение геологического возраста нефти и истоков ее появления. Поскольку возраст нефти различен, то ири соответствующих термодинамических условиях она может встречаться и на очень больших глубинах, кажущихся в настоящее время невероятными.