Нефтегазовая литология Курс для магистров заочного отделения Программа

Нефтегазовая литология Курс для магистров заочного отделения Программа «Прикладная литология» «Геология и геохимия нефти и газа» Установочная лекция – 2 часа. Лекции – 2 час. Лабораторные занятия – 10 час.

Лабораторные занятия I. Семинар (подготовить презентацию) • Темы семинаров: 1) Седиментогенез (формирование коллекторских свойств) 2) Диагенез терригенных осадков 3) Диагенез карбонатных осадков 4) Подстадия начального катагенеза 5) Подстадия позднего катагенеза 6) Стадия метагенза 7) Литология обломочных пород-коллекторов (размер обломков, форма и их окатанность, цементирующая часть, механическое уплотнение, вторичное минералообразование, текстура) 8) Литология карбонатных пород-коллекторов (Уплотнение, доломитизация, выщелачивание, кальцитизация, сульфатизация) 9) Группа глинистых пород-коллекторов (структуры, текстуры, минеральный состав). Понятие о флюидоупорах (глинистые и соляные).

Список литературы • 1) Байков Анатолий Алексеевич, Седлецкий В. И. Литогенез (мобилизация, перенос, седиментация, диагенез осадков): Учебник для геол. спец. вузов/А. А. Байков, В. И. Седлецкий. -Ростов н/Д, 1997, ISBN 5 -87872 -085 -X. -448. • 2) Малиновский Ю. М. Нефтегазовая литология: учебное пособие [для студентов-геологов старших курсов и магистров]/Ю. М. Малиновский. -Москва: Издательство Российского университета дружбы народов, 2009, ISBN 978 -5 -209 -03127 -7. -215. -Библиогр. : с. 213 • 3) Логвиненко Н. В. Петрография осадочных пород (с основами методики исследования): учеб. пособие для геол. специальностей/Н. В. Логвиненко. -М. : Высш. шк. , 1967. -416. • 4)Страхов Н. М. Основы теории литогенеза Т. 1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности земли/Н. М. Страхов ; Академия наук СССР, Геологический институт. -2 -е изд. . -Москва: Изд-во АН СССР, 1962. -212 • 5) Япаскурт. Литология

Лабораторные занятия II. Макро- и микроскопическое изучение породколлекторов: • Макроскопическое изучение обломочных пород-коллекторов • Исследование обломочных породколлекторов в шлифах • Макроскопическое изучение карбонатных пород-коллекторов • Исследование карбонатных породколлекторов в шлифах

Нефтегазовая литология – наука, изучающая состав, строение, условия образования осадков и осадочных пород, которые могут генерировать и концентрировать нефтегазовые флюиды.

Нефтегазоматеринская свита • – это геологическая свита, в которой протекали или протекают процессы нефтегазогенерации. Понятие нефтегазоматеринской свиты ввел в 1927 г. Андрей Дмитриевич Архангельский (1879– 1940).

Нефтегазосодержащие свиты • Миграция УВ может привести к их накоплению в толщах горных пород, в которых отсутствуют условия для нефтегазогенерации

Геологической формацией • называется естественная ассоциация горных пород, члены которой тесно парагенетически связаны друг с другом в возрастном и пространственном отношении

• Нефтегазоносная формация горных пород является одновременно источником органического вещества, необходимого для нефтегазообразования, средой образования нефтегазовых флюидов и средой нефтегазонакопления • Нефтегазогенерирующая формация служит источником и средой образования нефтегазовых флюидов. • Нефтегазосодержащая формация горных пород является только средой, в которой концентрируются нефтегазовые флюиды, мигрирующие из нефтегазогенерирующей формации, т. е. она является средой нефтегазонакопления.

Значение "Нефтегазовой литологии" в геологическом образовании • Наличие месторождений нефти и газа в регионе определяется наличием нефтегазогенерирующих формаций горных пород, тектоническими структурами, благоприятными для создания ловушек, наличием в этих структурах пород, благоприятных для концентрации нефти и газа. • Именно нефтегазовая литология изучает горные породы генераторы и вместилища важнейших полезных ископаемых: нефти и газа, а также и подземных вод.

Следовательно, значение нефтегазовой литологии заключается: 1) в возможности выявления нефтегазогенерирующих осадочных пород в регионе и тем самым в возможности прогнозирования нефтегазоносности регионов (нефтегазового потенциала территорий); 2) в выявлении потенциальных пород-коллекторов нефти и газа в пределах разреза осадочного чехла для прогнозирования возможного стратиграфического положения залежей; 3) в возможности анализа пространственных соотношений пород различных литологических разновидностей для прогнозирования литологических ловушек; 4) литологические исследования пород-коллекторов позволяют оценить возможности миграции и концентрации нефти и газа в ловушках; 5) литологические исследования залежей нефти и газа дают необходимую информацию о запасах полезных ископаемых, о возможности их извлечения с наименьшими потерями.

Понятие о месторождении, залежи, ловушке, резервуаре нефти и газа • Месторождение нефти (газа) - это участок земной коры, в котором сосредоточены одна или несколько рентабельных для разработки залежей, приуроченных к единой геологической структуре • Залежь – это скопление нефти и газа в ловушке • Ловушка нефти (газа) – часть природного резервуара, в которой происходит концентрация нефти.

Среди залежей нефти и газа наиболее распространены: • - пластово-сводовые; • - литологически экранированные. • Пластово-сводовые залежи приурочены к сводовым частям складчатых положительных структур (куполам, антиклиналям, валам, флексурам)

• Пластовые литологически экранированные залежи распространены в пластовых резервуарах с изменяющейся литологией пород. Образование подобных залежей может быть связано с наличием фильтрационных барьеров, в которых в пределах пласта по его восстанию происходит смена хорошо проницаемых пород менее проницаемыми, например, смена песчаников аргиллитами.

Природные резервуары нефти и газа • – это геологические тела, в которых происходит накопление, циркуляция и дифференциация газонефтеводяных флюидов. Природные резервуары состоят из: • - пород-коллекторов • - пород-флюидоупоров.

Литологические типы коллекторов нефти и газа • Коллектор нефти и газа – это пористая и проницаемая горная порода, способная концентрировать, содержать и отдавать при добыче нефть или газ. • По преобладающему литологическому составу пород коллекторы могут быть: – терригенные, – карбонатные, – глинистые. • Первые два литологических типа коллекторов широко распространены и получили название традиционных.

• Терригенные коллекторы обычно состоят из песчаных пород. Чаще это песчаники с обособленными прослоями и линзами алевролитов, гравелитов, аргиллитов или песчаники с примесью гравийных, алевритовых и глинистых частиц, которые именуются гравийными песчаниками, алевритистыми или глинистыми песчаниками. • Для терригенных пород обычны поровые коллекторы.

• Карбонатные коллекторы состоят из карбонатных пород: чаще – из известняков, реже – из доломитов. Карбонатные породы могут быть хемогенными, образовавшимися в результате выпадения в осадок карбоната кальция, и органогенными, образовавшимися в результате массовой гибели морских организмов с известковым скелетом. • Для карбонатных пород характерны биопустотные и кавернозные коллекторы.

Карбонатные коллекторы

• Глинистые коллекторы менее распространены и относятся к нетрадиционным. Они состоят из тонкодисперсных глинистых частиц, способных в силу своей гидрофобности создавать условия для миграции углеводородов. • Примером являются глинистые коллекторы баженовской свиты в Западно-Сибирском нефтегазовом бассейне.

• Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть породы, в которой в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Возраст нефтегазовых коллекторов, глубина залегания • Скопления нефти и газа установлены как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. • Нефтяные и газовые месторождения на Земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Глубина залегания продуктивного слоя

Параметры нефтегазовых коллекторов Коллекторские свойства пород определяются совокупностью следующих параметров: • пористость; • проницаемость; • плотность; • насыщение пор флюидами.

Пористость (иногда употребляют термин "пустотность") горных пород характеризуется наличием в них разнообразных пустот, среди которых различают: • поры; • трещины; • каверны; • биопустоты.

Поры • характерны для обломочных горных пород (песчаников, алевролитов, аргиллитов). Они находятся между зернами (гранулами) обломков, слагающих породы, поэтому такие пустоты еще называют межзерновыми, или межгранулярными.

Трещины • встречаются в любых осадочных горных породах: обломочных и карбонатных. Они возникают в результате разрыва сплошных пород при диагенезе и катагенезе, а также под действием внешних тектонических напряжений.

Каверны • и биопустоты характерны для карбонатных горных пород. Каверны образуются в результате частичного растворения пород, а биопустоты формируются в органогенных карбонатных породах.

• По преобладающему виду пустот породыколлекторы подразделяются на четыре группы: • 1) поровые коллекторы, в которых порами являются в основном межгранулярные пустоты, т. е. пустоты между зернами породы, • 2)кавернозные коллекторы, содержащие обычно крупные пустоты, образовавшиеся в результате растворения породы подземными водами, • 3) трещинные коллекторы, характеризующиеся преобладанием пустот в виде разнообразных трещин, • 4) биопустотные коллекторы, содержащие пустоты в скелетах и между скелетами отмерших организмов. • Если в породе присутствует несколько видов пустот, то она именуется коллектором сложного типа.

Пустоты первичные и вторичные • Пустоты в породах-коллекторах по условиям образования подразделяются на две группы: • – первичные (поры между зернами осадка, пустоты в раковинах); • – вторичные (пустоты, возникшие при диагенезе, катагенезе и под действием тектонических напряжений).

• Возникновение пустот связано как с процессами образования, так и с процессами преобразования горных пород. Пустоты, возникшие в процессе осадконакопления, называют первичными (сингенетическими), пустоты же, образовавшиеся в результате преобразования осадков, называют вторичными. • Первичные пустоты возникают в результате седиментогенеза и обусловлены характером упаковки обломков в осадке.

Размеры пор Характер и скорость миграции флюидов зависят от размера пор, которые делят • - микропоры; • – на субкапиллярные; • – сверхкапиллярные.

Микропоры и субкапиллярные поры • Микропоры (менее 0, 1 мкм). Вода в данных порах практически неподвижна. Характерны для глинистых пород. • Субкапиллярные поры (менее 0, 2 мкм). Миграции жидких флюидов практически не происходит. Такие поры характерны для глинистых пород, которые обычно являются породами-водоупорами, через которые весьма затруднено прохождение водных и нефтегазовых флюидов.

Капиллярные поры • Размер 0, 0002 -0, 1 мм. Движение флюидов замедленно. По закону Лапласа оно зависит от капиллярного давления (Pσ ), т. е. от разности давлений в двух граничащих фазах, обусловленной искривлением поверхности раздела фаз.

• Граничными фазами могут быть вода и газ, вода и нефть. Поверхностное натяжение воды 0, 07 Н/м, а нефти 0, 03 Н/м. Благодаря большему поверхностному натяжению вода может вытеснять нефть из капилляров, способствуя её перемещению. • С увеличением температуры величина поверхностного натяжения уменьшается, и на больших глубинах капиллярное давление, по-видимому, играет небольшую роль в миграции нефти.

Сверхкапиллярные поры • Размером более 0, 1 мм. Миграция жидкости возможна по законам гидравлики под действием силы тяжести. Характерны для грубообломочных пород.

Виды пористости по соотношению пор Различают: • общую пористость; • открытую пористость; • эффективную пористость.

• Общая (полная или абсолютная) пористость равна объему всех пор в породе (Vпор ). Относительная величина объема всех пор в объеме породы (Vгп ) характеризуется коэффициентом общей пористости ( Кп): Кп= Vпор / Vгп,

Открытая пористость характеризует объем пор, которые сообщаются между собой (Vпор). Для ее оценки используется коэффициент открытой пористости (К оп): Коп= Vпор/ Vгп Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидом через сообщающиеся поры. Экспериментально он определяется насыщением керосином образца горной породы и находится по соотношению объема вошедшего в сухой образец керосина и объема образца. Считается, что керосин заполняет только сообщающиеся поры.

Эффективная пористость определяется объемом порового пространства, из которого нефть может быть извлечена при разработке месторождения: КЭП= VЭП/ V 0 где КЭП – коэффициент эффективной пористости, VЭП – объем эффективных пор, Vгп – объем образца горной породы

Проницаемость • Проницаемость горной породы – это способность породы пропускать через себя флюиды. Проницаемость является одним из важнейших факторов миграции нефтегазовых флюидов. Она подчиняется закону Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации (v) и объем (Q) флюида, прошедшего через пористую среду площадью S при струйном ламинарном потоке, прямо пропорциональны перепаду давлений и обратно пропорциональны его динамической вязкости: v= Q/ S= КПР ( P 1 - P 2 ) / μ

• где v – скорость линейной фильтрации флюида (м/с), • Q – объем фильтрующегося флюида, прошедшего через породу в единицу времени (м 3/с), • S – площадь фильтрующей поверхности (м 2), • P 1 – давление на входе в фильтрующую систему, P 2 – давление на выходе из фильтрующей системы (Па), • μ – динамическая вязкость фильтрующегося флюида (Па·с), • l – длина (толщина) системы (м), • КПР – коэффициент проницаемости горной породы, или проницаемость.

Проницаемость зависит: • • • 1) От фильтрующегося флюида 2) От формы и размера зерен 3) От слоистости 4) Стилолитизация 5) Трещиноватость 6) Цементация

Виды проницаемости горных пород • Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость системы в условиях ее полного насыщения флюидом. Ее измеряют по прохождению через образец породы инертного газа или воздуха. • Фазовая (эффективная) проницаемость характеризует проницаемость системы для одного флюида в присутствии другого, например, прохождение газового флюида через систему, насыщенную водным флюидом. • Относительная проницаемость оценивается отношением фазовой проницаемости системы флюидом к абсолютной проницаемости ее для этого флюида. Относительная проницаемость безразмерна и выражается в долях единицы или %. Она непрерывно меняется в процессе исследования залежи, т. к. изменяется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Плотность • - это отношение массы вещества к единице объема. • Плотность главным образом зависит от пористости. На стадии катагенеза плотность породы может существенно изменяться за счет механического уплотнения, перекристаллизации и минеральных новообразований. В связи с эти в природных условиях плотность однотипных пород варьирует в широких пределах.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. • Вода в породе может быть свободная и связанная. • Свободная вода перемещается в поровом пространстве при перепаде давлений. В процессе формирования скоплений нефти и газа свободная вода в значительной степени вытесняется из горных пород. • Связанная вода остается в пустотах (физическая и химическая).

• Физическая связанная вода присутствует благодаря действию молекулярных сил или сорбции. • Химически связанная вода – это конституционная и кристаллизационная. • В процессе формирования залежей УВ в породе вся химически и физически связанная вода, а также часть свободной. Последняя удерживается капиллярными силами в тонких капиллярах и местах контакта минеральных зерен. • Это явление называется остаточной водонасыщенностью, а сама вода – остаточной.

• Остаточная водонасыщенность - количество воды после заполнения флюидом. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность - 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, %.

Смачиваемость • - это способность тела смачиваться какой-либо жидкостью. • В нефтегазовой литологии наибольший интерес представляют минералы, хорошо смачиваемые водой или нефтью. Минералы, хорошо смачиваемые водой называют гидрофильными. К ним относится большинство осадочных породообразующих минералов: силикаты, карбонаты, сульфаты, окислы. Минералы, которые не смачиваются водой, называются гидрофобными. К ним относятся сульфиды тяжелых минералов, сера, графит и некоторые еще реже встречающиеся минералы. • Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды