Виды флюидоупоров, изменение их свойств в ходе вторичных преобразований

Флюидоупор – один из двух главных составляющих природного резервуара. Наличие в разрезе пород флюидоупора является обязательным условиям формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа. Флюидоупор – относительно непроницаемое для флюидов породное тело, экран. Флюидоупоры, перекрывающие залежь нефти, называют покрышками. Наиболее распространенные флюидоупоры – глинистые породы (с глубиной подвержены трещиноватости), глинистые известняки и доломиты. Самые лучшие покрышки – соли – гипсы и ангидриты - (без прослоев терригенных пород). При увеличение глубины и давления не растрескиваются, по мере увеличения глубины возрастает пластичность солей, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.Криогенные покрышки – обычно песчано-алевритовые породы с льдистым цементом. Формируются в зонах развития многолетнемерзлых пород. Флюидоупоры различаются по:

- характеру распространения (региональные, субрегиональные, зональные и локальные),

- по мощности,

- литологическому составу,

- минеральному составу,

- степени нарушенности сплошности и т.д.

Экранирующие свойства глинистых пород, помимо выдержанности и мощности зависят от:

- их состава;

- наличия примесей (песчанистости, алевритистости, ОВ); Терригенные примеси ухудшают изолирующие свойства пород благодаря возникающим вокруг них зонам повышенной проницаемости.

- текстурных особенностей;

- вторичных изменений;

- трещиноватости;

- мощности и выдержанности.

2.Капиллярометрия.

капилляриметрический(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

Сухую мембрану перед использованием необходимо увлажнить. Для этого на поверхность мембраны налива­ется дистиллированная вода так, чтобы она покрыла ее на макси­мальную глубину. Далее мембрана насыщается раствором, минерализация которо­го соответствует минерализации жидкости в исследуемых образцах. Выбирается Давления вытеснения, не превышающее максимально допустимую для Данной мембранызначение. На основании полученных данных вычисляют коэффициент текущей и остаточной водонасыщенности образцов, рассчитывают параметры пористости и насыщенности.

Билет 21

1. Определение водонасыщенности и нефтенасыщенности в пласте, их связь с литологией.

Коэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления

Прямым методом определения остаточной нефте-,водонасыщенности является - экстракционно-дистиляционный метод используемый в аппаратах Закса.

Аппарат Закса предназначен для анализа содержания связанной воды и остаточной нефти в кернах. Принцип работы:

Пары воды, отогнанные из образца, поступают вместе с парами растворителя и легких прогонов нефти в холодильник, где конденсируется в ловушке-мернике. Растворитель и легкие погоны возвращаются в испаритель. Содержание воды определяется по отсчету её уровня в ловушке, нефти – по потере в весе образца и учетом плотности нефти и объему воды.

К косвенным методам относятся лабораторные опыты по искусст­венному моделированию содержания остаточной воды одним из сле­дующих методов:

1) капилляриметрическим(метод заключается в измерении содержания воды в капиллярометрической установке с полупроницаемой мембраной при вытеснении воды из образца нефтью или воздухом)

2) центрифугирования (под действием центробежной силы выталкиваем воду из насыщенного моделью пластовой воды образца)

3) испарения

4) капиллярной вытяжки.

2.Изменение величин проницаемости в ходе разработки залежи.

В терригенных пластах проницаемость является следствием распределения пор по размеру, которая зависит от степени компановки, уплотнения, фракционного состава и цементирующего осадочного материала. В карбонатных пластах дополнительное влияние на проницаемость оказывают вторичное растворение осадочного материала, его перемещение, перекристаллизация и доломитизация.

В ходе разработки нарушается целостность пласта и изменяются (Р,Т)условия – что приводит к дифференциации УВ(тяжелые УВ могут оседать на стенках пор образуя битумный пленочный цемент)__что снижает Кпр.В терригенных коллекторах в зоне проникновения происходит вымывание тонкодисперсных частиц и забивание ими пор __что снижает Кпр.

Для улучшения Кпр применяются методы основанные на создании агрессивных сред(солянокислотной_для карбонатов, пресной воды_для солей)+искусственные воздействия на пласт(гидроразрыв, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные)

Билет 22

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: