Геология:контрольные вопросы и ответы

В основе органической, биогенной теории нефтеобразования лежит представление о происхождении  нефти из биогенного органического  вещества подводных (субаквальных) осадочных  отложений. Этот процесс, носит стадийный характер. Нефть представляет собой продукт превращения органического вещества.

Установлено, что  большинство осадочных отложений  морского (субаквального) происхождения  содержит определенное количество рассеянных органических веществ: остатки растительного и животного мира. Различают органическое вещество сапропелевого типа и гумусового типа. Если накопление и изменение органического вещества происходит под водой при недостаточном доступе воздуха, оно сводится к процессу перегнивания, возникают углеводы. Это гумусовые вещества (главная часть почвы). Если же изменение органического вещества происходит под водой, без доступа кислорода, то происходит процесс гниения – это восстановительный процесс в химическом отношении. Мелкие застойные бассейны являются типичными районами отложения органического вещества углеводородного состава. В огромных количествах здесь развиваются сине-зеленые водоросли, мелкие членистоногие и другой планктон. Умирая, последние вместе с остатками других растений падают на дно бассейна, образуя мягкий, иногда мощный слой органического ила, который называется «сапропель» (гнилой ил).

Вопрос  № 35. Глубинно-абиогенная, глубинно-биогенная  концепции

Сущность глубинно-биогенной концепции происхождения нефти состоит в следующем. Все горючие углеродистые ископаемые (нефть, газ, асфальты, уголь, горючие сланцы) — признаются генетически родственными образованиями. Они возникли из отмерших остатков живых организмов, обитавших на Земле в прошлые геологические эпохи. Исходным веществом для образования нефти и газа были продукты распада биогенного материала (фоссилизированное органическое вещество), рассеянные в донных отложениях морей и других водоемов. В процессе литогенеза — преобразования донных отложений в осадочные горные породы — происходили биохимические и химические превращения находящегося в них органического вещества в высококонденсированные макромолекулы — кероген. Дальнейшее созревание керогена сопровождалось постепенным отделением от него углеводородных компонентов — "микронефти".

Глубинно-абиотическая концепция происхождения нефти развивалась как альтернатива биогенной концепции. Это было вызвано тем, что биогенная теория при всем ее стремлении к универсальности не могла объяснить многие важные факты или удовлетворительно обосновать некоторые собственные принципиальные теоретические положения. К числу таких фактов и положений относятся крайняя неравномерность в распространении запасов нефти на Земле; наличие во многих районах залежей нефти и углеводородного газа в кристаллических  горных породах, залегающих ниже осадочных горных пород; невозможность количественно объяснить образование крупнейших и гигантских месторождений нефти и газа за счет рассеянного в окружающих породах органического вещества и другие.

36. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств горных пород. 

Фильтрационно-емкостные  свойства (ФЕС) определяют способность  коллекторов вмещать (пустотность) и фильтровать (проницаемость) флюиды. 
 

37. Свойства пород  коллекторов. 

Коллекторы нефти  и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

Кп = Vпор/Vпороды * 100 %.

Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые  может осуществляться миграция данного  флюида. Она зависит от количественного  соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы.

Наиболее высокие  значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные  для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и  слабо уплотненных песчаниках. С  увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными  зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров.   В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные  < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):

Кпр = Q m L / D p F ,

где Q - объем расхода  жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:  Q = м3/ с;  D р = Н/ м2;  L = м;  F = м2;  m = Н?с/ м2;  Кпр = м2.  Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2 при вязкости жидкости н*с/м2 при перепаде давления 1н/м2.

Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления        1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 * 10-12 м2.

Различают несколько  видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному  флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного  заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются  породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой  и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости  к абсолютной. Относительная проницаемость  породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той  или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных  пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1•10-15 до 1•10-12 м2. Проницаемость более 1•10-12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород. 
 

Плотность породы - отношение  массы породы (г) к ее объему (см3). Плотность зависит от плотности  твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются  по-разному. Кd - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение  плотности породы (dп) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (dт). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения dп®dт, а Кd®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением Кs = 1-Кп. Глинистые породы достигают Кd = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают Кd = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км Кd = 0,95-0,97. 

Насыщенность пор  флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или  газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

 Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой.  Вода в  породе может быть свободная  и связанная. Свободная вода  перемещается в поровом пространстве  при формировании скоплений УВ  и может полностью или частично  вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.

Количество воды в породе после заполнения последней  флюидом является ее остаточной водонасыщенностью. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах - 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом. 

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды  процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. 

Смачиваемость - способность  породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти  также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи. 

Упругие силы пласта - силы упругости породы. Степень  упругости определяется коэффициентом  объемного упругого расширения (коэффициент  сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм:

bнефти = (7 - 140) ? 10-5 1/атм; bпесчан. = (1,4 - 1,7) ? 10-5 1/атм. 
 

38. Свойства пород  покрышек. 

Покрышка-комплекс пород (порода) с крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи. Наличие надёжной для заключённого в коллекторе флюида покрышек, сохраняющей свои изоляционные свойства при определённых термобарических условиях в течение длительного отрезка геологического времени, — необходимое условие сохранности залежи.

Экранирующие свойства покрышек определяются их литологическим и минеральным составом, физико-химическими  особенностями, выдержанностью по площади  распространения и мощностью. Одна из важнейших проблем изучения покрышек — введение количественной оценки их экранирующей способности. Такой характеристикой является величина давления прорыва, перепад давления, при котором начинается фильтрация нефти или газа через покрышки, и соответственно величина давления пережима, когда фильтрация практически прекращается. Мощность покрышки колеблется от первых метров в многопластовых месторождениях до десятков метров и более в региональных покрышках.