Вид и физическое состояние горных
пород
|
Способ зондирования
|
статический
|
динамический
|
Песчаные:
крупно-, средне-, мелко- и
тонкозернистые влажные и и маловлажные;
крупно-, средне-, мелкозернистые
водоносные;
|
Допускаются
|
тонкозернистые пылеватые водоносные
|
Допускается
|
Не допускается*
|
Глинистые (супеси, суглинки и
глины):
твердой, полутвердой и
тугопластичной консистенции;
|
Допускаются
|
мягкопластичной, текучепластичной и
текучей консистенции
|
Допускается
|
Не допускается*
|
Песчаные и глинистые с содержанием
крупнообломочного материала
|
Не допускаются
|
при более 25%
|
при более 40%
|
Песчаные водоносные
|
При определении динамической
устойчивости
|
Не допускается*
|
Допускается
|
Все виды горных пород в мерзлом
состоянии
|
Не допускаются
|
Скальные и полускальные
|
Крупнообломочные
|
·
Допускается
по специально разработанной методике при проведении экспериментальных работ.
При
статическом зондировании основными показателями свойств горных пород являются:
а)
общее сопротивление зондированию Rобщ, кгс;
б)
сопротивление погружению конуса Rкон кгс/см2;
в)
удельное сопротивление погружению конуса Rуд. кон, кгс/см2;
г)
сопротивление трению по боковой поверхности зонда Rтр, кгс/см2.
Общее
сопротивление горных пород — это то сопротивление, которое они оказывают
проникновению зонда. Оно равно тому усилию (кгс), которое передается зонду
гидравлическим домкратом или весом груза.
При
использовании современных гидравлических установок оно равно
Rобщ
= pFц,
где p — показание манометра, отражающее давление в
цилиндре гидравлического домкрата, кгс/см2; Fц — площадь
поршня гидравлического домкрата, см2.Часть усилий, расходуемых на
вдавливание зонда, расходуется на преодоление сил трения между зондом и
породой. Если исключить эти сопротивления, получим сопротивление горных пород,
оказываемое непосредственно проникновению конуса, т. е. сопротивление
погружению конуса Rкон.
Rкон
= Rобщ – Rтр.
Современные
установки для статического зондирования позволяют производить измерение общего
сопротивления зондированию по показаниям манометра, а сопротивления
проникновению конуса — по показаниям динамометра и индикаторов часового типа.
Удельное
сопротивление статическому зондированию конусом равно
Rуд
= Rкон / Fк ,
где Fк
- площадь поперечного сечения конуса, см2.
Удельное
сопротивление — это сопротивление горных пород проникновению конуса,
приходящееся на единицу его поперечного сечения. Международными конгрессами по
механике грунтов и фундаментостроению (IV в 1957 г. в Лондоне и V в 1961 г. в Париже) было рекомендовано использовать для статического
зондирования конус диаметром 36 мм, площадью 10 см2, с углом при
вершине 60°.
Сопротивление
горных пород трению по боковой поверхности зонда равно
Rтр
= Rобщ – Rкон
Современные
конструкции установок для статического зондирования позволяют измерять либо
общее сопротивление горных пород и сопротивление их погружению конуса, либо
сопротивление проникновению конуса и величину трения по боковой поверхности
зонда.
При
динамическом зондировании горных пород основными показателями являются: а)
показатель динамического зондирования N; б) глубина погружения зонда от
определенного числа ударов стандартного молота S (это число ударов принято
называть залогом); в) условное динамическое сопротивление горных пород Rд, кгс/см2 (по ГОСТ 19912-74
обозначается pд, т. е. не так, как оно обозначается международными
индексами).
Показателем
динамического зондирования принято называть число ударов молота, необходимое
для погружения зонда на определенную глубину. В нашей стране эта глубина
принята равной 10 см. Отсюда показатель динамического зондирования равен
N = 10n
/ S ,
где n
— число ударов в залоге; S — глубина погружения зонда от принятого числа
ударов молота в залоге.
Показатель
динамического зондирования зависит не только от сопротивления, оказываемого
горными породами проникновению зонда, но и от сил трения, развивающихся по
боковой поверхности зонда при его погружении, и от увеличения его веса с
глубиной. Поэтому при обработке результатов испытаний вводят соответствующие
поправки на боковое трение пород и на увеличение веса зонда. Эти поправки приводятся
в методических руководствах.
Основным
показателем свойств горных пород при динамическом зондировании считается
условное динамическое сопротивление горных пород Rд. Только этот
показатель предлагается ГОСТ 19912—74 и «Указаниями по зондированию горных пород
для строительства» (СН 448—72). Его вычисляют по формуле
Rд
= KП0Фn / S ,
где K — коэффициент для учета потерь энергии при
ударе, определяемый по специальной таблице; П0 — коэффициент для
учета влияния применяемого оборудования, определяемый по специальной таблице; Ф
— коэффициент для учета трения штанг о горные породы, определяемый по
данным двух испытаний, в одном из которых зондирование производится в процессе
бурения; n — число ударов в залоге; S —
глубина погружения зонда от принятого числа ударов молота в залоге.
Для
статического и динамического зондирования применяют разнообразные установки и
станки. Наиболее часто используют установки конструкции ГПИ Фундаментпроект
марки С-979, БашНИИ-промстроя марки С-832 и ВСЕГИНГЕО марки СПК. Известны установки
конструкции и других организаций.
Пористость горных пород
Пористость горных
пород, совокупность пустот (пор), заключённых в горных породах. Количественно
П. г. п. выражается отношением объёма всех пор к общему объёму горных пород (в
долях единицы или процентах). Поры в горных породах по величине принято делить
на субкапиллярные (менее 0,2 мк), капиллярные (0,2—100 мк), сверхкапиллярные
(более 100 мк).
По форме поры могут быть различного
типа — пузырчатые, каналовидные, щелевидные, ветвистые и т.п. Форма и размер
отдельных пор и их взаимная связь определяют геометрию порового пространства
пород.
Наиболее высокая П. г. п.
свойственна почвам и рыхлым осадкам — пескам, глинам и др. (до 60—80% и более).
Осадочные и вулканогенные горные породы (песчаники, известняки, лавы, туфы и
др.) характеризуются большим диапазоном значений пористости (от 50 до 10% и
менее). Магматические и метаморфические породы обладают, как правило, малой
пористостью (0,1—3%). С возрастанием глубины залегания пород П. г. п. обычно
уменьшается (особенно осадочных) и на больших глубинах может иметь очень малые значения.
В лабораторных условиях П. г. п.
определяется методами свободного, вакуумного (под вакуумом) и принудительного
(под давлением) насыщения горных пород жидкостью, а также методами, основанными
на расширении газа, и др. В полевых условиях для оценки величины П. г. п.
используются различные виды каротажа скважин. Результаты изучения П. г. п.
используются для подсчёта запасов полезных ископаемых (например, нефти и газа),
выборе технологии разработки полезных ископаемых и др.
Проницаемость пород и ее распределение
Характер движения нефти или газа к забою
добывающей скважины определяется двумя основными факторами:
·
физико-химическими свойствами этих углеводородов;
·
структурой порового пространства среды – коллектора, в которой они
распространяются.
Для описания течения углеводородов с
учетом этих факторов, наряду с другими характеристиками, вводится понятие
проницаемости горной породы,
характеризующей ее способность пропускать
жидкости и газы. Для оценки проницаемости пород обычно пользуются законом
фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации (просачивания) жидкости
в среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна ее динамической
вязкости :
.
Перепишем эту формулу в скалярной форме
для одномерной задачи. Для этого выделим образец породы длиной , и предположим, что ее фильтрационные
свойства одинаковы по всей длине. Тогда имеем
, (1.1)
где - скорость линейной (плоскопараллельной) фильтрации,
- объемный расход жидкости в
единицу времени, - площадь
фильтрации, - перепад
давления на выделенном участке пористой среды. Коэффициент пропорциональности в
(1.1) называется коэффициентом проницаемости:
.
(1.2)
Величина имеет размерность площади, и в системе СИ измеряется
в :
.
Совокупность результатов, приведенных в
[1] для проницаемостей пород, приводятся в табл. 1. Здесь еще раз отметим, что
данные, приведенные в этой таблице, выбраны в качестве объекта для анализа
из-за важности рассматриваемой характеристики. В силу специфики представления
материала, в [1] отсутствует ссылка на первоисточники этой таблицы. Не понятно
также, являются ли эти результаты обобщением различных данных, полученных
разными авторами, или же они относятся к конкретному месторождению. В последнем
случае, общие рассуждения, которые приводятся ниже, могли бы представлять
некоторый практический интерес. Перейдем теперь к описанию характеристик,
приведенных в табл. 1:
i – номера интервалов, на
которые разбивается весь наблюдаемый диапазон значений проницаемостей. Число
таких интервалов в табл. 1 равно 10.
Ni – число пород,
проницаемости которых лежат в i - том интервале. Общее число исследованных
пород составляет .
pi – относительное число
пород, проницаемости которых попадают в i- тый интервал: , величина равна относительной доле образцов с выделенной
проницаемостью. На языке математической статистики есть вероятность того, что проницаемость одной
случайно выбранной породы из тысячи, попадет в интервал проницаемостей шириной .
Таблица 1
i
|
Интервал проницаемостей
(мкм2)
|
Ni
|
pi
|
1
|
0 – 0,2
|
4
|
0,004
|
2
|
0,2 – 0,4
|
126
|
0,126
|
3
|
0,4 – 0,6
|
230
|
0,230
|
4
|
0,6 – 0,8
|
260
|
0,260
|
5
|
0,8 – 1,0
|
130
|
0,130
|
6
|
1,0 – 1,2
|
120
|
0,120
|
7
|
1,2 – 1,4
|
50
|
0,050
|
8
|
1,4 – 1,6
|
30
|
0,030
|
9
|
1,6 – 1,8
|
30
|
0,030
|
10
|
1,8 - 2,0
|
20
|
0,020
|
ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ
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.
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.
Скопления нефти и газа установлены в
отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме
того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и
в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в
разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения
каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.
По разным оценкам запасы нефти
распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60
до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых
сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах -
около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются
главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории
бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены
к терригенным породам-коллекторам.
Основные признаки
пород-коллекторов
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. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой
системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.
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.
Размеры и конфигурация внутриформенной
пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных
органических остатков.
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.
Склонность породы к растрескиванию
характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под
действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей
между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) -
отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной
на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности
меняется от 1 до бесконечности (∞). По степени пластичности выделяются
три группы пород (табл. 1).
Таблица 1. Группы пород
по степени пластичности
Группа
|
Кпл
|
Пример
|
Хрупкие
|
1
|
Кремни
|
Пластично-хрупкие
|
1 - 6
|
Большинство осадочных
пород
|
Высокопластичные
|
> 6
|
Глины,
аргиллиты
|
Трещины в породах бывают
открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие
тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в
определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно
незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном
пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.
Практический интерес представляют только
открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная
пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.
При характеристике трещин различают
густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество
трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность
трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна
система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость
трещин - расстояние между стенками трещин.
Трещинные поры разделяются по степени
раскрытости.
По
К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01- 0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).
Особую значимость приобретает
характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие
нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация
трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).
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.
Нефтегазоносная свита
oil-and-gas bearing set of
rocks, oil-and-gas - Мощная толща переслаивающихся пород регионального или ареального
распространения, содержащая нефтяные и (или) газовые пласты. Свита включает
коллекторы, флюидоупоры и часто нефтегазоматеринские породы. Свита может
соответствовать ярусу, отделу, системе или охватывать части этих
стратиграфических подразделений.
Заключение
В настоящем пособии кратко рассматривается лишь ограниченный круг вопросов,
связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства,
петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество
последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов
(петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности
самого объекта исследований.
Следует признать, что до сих пор не
разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей
между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда
удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с
определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.
Изложенные принципы типизации
терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического
определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза
природных резервуаров нефти и газа.
Литература
1. Багринцева К. И. Карбонатные
породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
2. Бурлин Ю. К. Природные
резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.
3. Геологический словарь: В 2 т.
/ Под ред. К. Н. Паффенгольца и др. М.: Недра, 1978. Т. 1. 486 с.; Т. 2. 456 с.
4. Методические рекомендации по
изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа / Под ред. М. Х.
Булач, Л. Г. Белоновской. Л.: ВНИГРИ, 1989. 103 с.
5. Селли К. Введение в
седиментологию М.: Недра, 1981. 370 с.
6. Смехов Е. М. Теоретические и
методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра,
1974. 200 с.
7. Справочник по геологии нефти
и газа / Под ред. Н. А.
Еременко. М.:
Недра, 1984. 480 с.
8. Ханин А. А. Породы-коллекторы
нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 356 с.