Классификация коллекторов: Классификации пород-коллекторов — Студопедия

Разное

Содержание

Классификации пород-коллекторов — Студопедия

Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:

— условия аккумуляции и фильтрации флюидов;

— величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;

— характер проницаемости;

— генезис и тип пород.

Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.

По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным — трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными, поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин.

Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые.

По условиям аккумуляции флюидов, которые определяются морфологией пустотного пространства коллекторы также делятся на простые и сложные (смешанные).

В простых коллекторах пустотное пространство представлено следующими видами: порами, кавернами, карстовыми полостями и трещинами.



Поровые коллекторы обычно связаны с терригенными породами – песчаниками и алевролитами и реже — с органогенными карбонатными породами. Особенность этих пород-коллекторов заключается в том, что в них как емкость, так и фильтрация обусловлена структурой межгранулярной пористости — межзерновыми сообщающимися порами, образующими поровые каналы. Диапазон изменения объема порового пространства в этих коллекторах очень большой – от единиц до 40-50 %.

Остальные виды пустотного пространства — каверны, карстовые полости и трещины в основным вязаны с карбонатными коллекторами.

Чисто трещинные коллекторы встречаются редко. Образуются они за счет вторичной трещиноватости в плотных жестких и хрупких породах, минеральная часть которых практически лишена пористости. Такими породами являются массивные пелитоморфные известняки, доломиты, мергели, песчаники, окремнелые аргиллиты, сланцы а также метаморфические, магматические и глинисто-кремнисто-сапропелевые породы. Часть пустот в коллекторах трещинного типа может быть образована межзерновыми порами, однако их суммарный объем составляет не более 5-7 %. К тому же часть этих пор является изолированной. Чисто трещинные коллекторы обладают низким объемом пустотного пространства, обычно не более 2,5-3 %.


Смешанное пустотное пространство характерно для карбонатных пород, где оно представлено сочетанием видов пустот, которые образуют следующие типы пустотного пространства: порово-трещинное, порово-каверновое, карстово-каверновое, порово-каверново-карстовое, порово-стилолитовое. Трещинно-поровые коллекторы преимущественно связаны с карбонатными породами, пустотное пространство которых образовано, главным образом, межзерновыми порами и кавернами.

При характеристике типа коллектора основной вид пустот ставится в названии на последнее место.

По величине эффективной пористости коллекторы делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород, так и не зависимо от них. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова (1943) разделили терригенные коллекторы на пять классов (табл. 7). Практическое значение имеют коллекторы первых четырех классов.

Таблица 7. Классификация терригенных пород-коллекторов по величине эффективной пористости (П.П. Авдусин и М.А. Цветкова, 1943)

Класс коллектора Эффективная пористость, % Емкость коллектора
А > 20 Большая
Б 20-15 Большая
С 15-10 Средняя
D 10-5 Средняя
Е < 5 Малая

По величине коэффициента проницаемости коллекторы также делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород или типа фильтрующих пустот, так и не зависимо от них. Например, Г.И. Теодорович, не зависимо от типа фильтрующих пустот разделил все породы-коллекторы по величине коэффициента проницаемости на пять классов (табл. 8).

Таблица 8. Классификация коллекторов по величине коэффициента проницаемости (по Г.И. Теодоровичу)

Класс Коллекторы Коэффициент проницаемости, мкм2
I Очень хорошо проницаемые более 1
II Хорошо проницаемые 0,1-1
III Среднепроницаемые 0,01-0,1
IV Слабопроницаемые 0,001-0,01
V Непроницаемые менее 0,001

Практическое значение для нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трех классов, а для газов также и четвертый класс.

Широко используются классификации по эффективной пористости и проницаемости раздельно для терригенных (песчано-алевритовых) коллекторов (А.А. Ханина, 1969) и карбонатных коллекторов (И.А. Конюхова, 1964). В классификации А.А. Ханина (табл. 9) выделено шесть классов песчано-алевритовых коллекторов по их гранулометрическому составу, величине эффективной пористости и проницаемости.

В классификации И.А. Конюхова (табл. 10) выделено три группы карбонатных коллекторов по качественной оценке их емкости, и восемь классов по количественным значениям проницаемости и эффективной пористости.

Таблица 9. Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью (по А.А. Ханину, 1969)

Класс коллектора Название породы
по преобладанию
гранулометрической
фракции
Пористость
эффективная, %
Проницаемость по газу, мкм2 Характеристика
коллектора
по
проницаемости
I Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
≥ 16,5
≥ 20
≥ 23,5
≥ 29
 
≥ 1
 
Очень
высокая
II Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
15-16,5
18-20
21,5-23,5
26,5-29
 
0,5-1,0
 
Высокая
III Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
11-15
14-18
16,8-21,5
20,5-26,5
 
0,1-0,5
 
Средняя
IV Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
5,8-11
8-14
10-16,8
12-20,5
 
0,01-0,1
 
Пониженная
V Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
0,5-5,8
2-8
3,3-10
3,6-12
 
0,001-0,01
 
Низкая
VI Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
< 0,5
< 2
< 3,3
< 3,6
 
< 0,001
Коллектор не имеет промышленного значения

П р и м е ч а н и е. Диаметр частиц (в мм): песчаник среднезернистый 0,5-0,25, песчаник мелкозернистый 0,25-0,1, алевролит крупнозернистый 0,1-0,05, алевролит мелкозернистый 0,05-0,01.

5 По вещественному (литологическому) составу горных пород выделяются две основные группы коллекторов: терригенная и карбонатная. Кроме них существуют коллекторы, связанные с глинистыми, вулканогенными, вулканогенно-осадочными, метаморфическими и магматическими породами, а также породами кор выветривания (табл. 11).

Таблица 10. Классификация карбонатных коллекторов (по И.А. Конюхову)

 
Группа
 
Класс
Проницаемость, 10-15 м2 Эффективная пористость, %  
Литологические разности
А
(классы высокой емкости)
I
 
II
III
> 1000
 
1000-500
500-300
> 25
 
25-20
20-15
Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные
Известняки биоморфные, кавернозные
Известняки кавернозные и органогенно-обломочные
Б
(классы средней емкости)
IV
 
V
 
300-100
 
100-50
 
15-10
 
10-5
Известняки крупнозернистые порово-кавернозные, крупноолитовые
Известняки и доломиты средне- и мелкозернистые порово-кавернозные, мелкооолитовые
В
(классы малой
емкости, эффективная пористость < 5 %
VI
 
VII
VIII
50-25
 
25-10
10-1
-
 
-
-
Известняки оолитоые, мелкодетритовые, биоморфные, инкрустированные

Терригенные или песчано-алевритовые коллекторы. Коллекторы этого типа занимают основное место среди пород-коллекторов С ними связана весьма значительная часть запасов нефти и газа. ЁФС терригенных коллекторов определяются в основном структурой порового пространства, поэтому их часто называют гранулярными или межгранулярными. Их общей особенностью является постепенное понижение ЁФС с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и других процессов.

Карбонатные коллекторы. Они занимают существенное место среди пород-коллекторов. Причём значительная часть мировых запасов нефти и газа связана с трещинно-поровыми типами, небольшая с порово-трещинными и ничтожная с чисто трещинными.

Карбонатные породы являются полигенетической группой и по генезису первичных элементов могут быть хемогенными, органогенными, обломочными и смешанными. Часто в них присутствует терригенный материал, а иногда — пирокластический материал и аутигенные примеси в виде сульфатов, силикатов и других минералов.

Таблица 11. Классификация коллекторов нефти и газа по литологическому составу (по Б.К. Прошлякову, Т.И. Гальянову, Ю. Г. Пименову)

 
 
Группа
коллекторов
Тип коллектора по структуре порового пространства  
Вид пустотного пространства
 
 
Характерные литологические разности
пород
 
 
Терригенные
(обломочные)
породы
Поровый Межзерновой Пески, песчаники, алевролиты, промежуточные разности пород и калькарениты
Трещинный Трещинный Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, прочные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
Смешанный
(сложный)
Межзерновой Трещинный Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
 
Карбонатные
породы
 
 
Поровый
Межформенный Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
Внутриформенный Биоформные (фораминиферовые, коралловые и др.) известняки и доломиты
 
Межзерновой
Вторичные доломиты и доломитизированные известняки, хемогенные известняки и доломиты
Трещинный Трещинный Криптогенные и хемогенные доломиты, известняки окремнелые и глинисто-кремнистые (в том числе биогенные)
Смешанный
(сложный)
Межзерновой
Трещинный
Каверновый
Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
Глинистые
породы
Трещинный Трещинный Аргиллиты, аргиллиты известковые, известково-кремнистые
Магматические и метаморфические породы, и их кора выветривания, кремнистые и сульфатные породы Поровый Межзерновой Кора выветривания гранитов, гнейсов и других пород
Трещинный Трещинный Граниты, кварциты, метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы
Смешанный
(сложный)
Межзерновой
Трещинный
Серпентиниты, кремнистые породы

Разные генетические группы карбонатных пород имеют различные характеристики первичной пористости и проницаемости. Уже на этапе формирования лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками отличаются органогенные, особенно рифогенные, обломочные и оолитовые карбонатные породы. Они имеют поры сравнительно правильной формы, которые равномерно распределены в объеме породы. Поровые каналы обычно имеют значительные размеры.

Карбонатные породы имеют сложный характер емкостного пространства, образованного порами, кавернами, карстовыми и стилолитовыи полостями, а также трещинами и очень неравномерное его распределение в объеме породы. Емкость в карбонатных коллекторах образуется и преобразуется на всех стадиях литогенеза и зависит, главным образом, от межзерновой пористости, а фильтрация обусловливается преимущественно трещинами, поэтому карбонатные коллекторы часто называют трещинными.

Глинистые коллекторы. Эти коллекторы нефти и газа известны очень давно в разных регионах мира, в том числе на Северном Кавказе. Наиболее широко глинистые коллекторы распространены в центральной и южной части Западной Сибири, где они называются «баженитами. Там, на границе нижнего мела и верхней юры, в составе региональной покрышки развита баженовская свита, которая является промышленно нефтеносной.

У глинистых аргиллитоподобных коллекторов баженовского типа есть общее характерное свойство – высокое, в среднем 22,5 %, содержание органического вещества (ОВ) сапропелевого типа, наличие свободной кремнекислоты, в среднем 29,5 % и проявление сингенетичной нефтеносности. Таким образом, эти породы имеют смешанный трехкомпонентный глинисто-кремнисто-сапропелевый состав. Пустотное пространство глинистых коллекторов связано с их текстурной неоднородностью, имеет сложную морфологию и трещинный характер. Текстурная неоднородность определяется наличием жесткого каркаса из кремнекислоты и ОВ.

Кроме трехкомпонентных баженитов, среди глинистых коллекторов выделяются четырехкомпонентные породы, состоящие из глинистых минералов, кремнезема, пелитоморфного карбоната и ОВ, содержание которого находится в пределах от 8 до 20 % по весу. Их характерным примером являются породы доманиковой свиты верхнего девона Волго-Уральской НГП, или просто — доманикиты.

Глинистые коллекторы Северного Кавказа – хадумиты, являются двухкомпонетными. Они состоят из глинистых минералов и кремнезема. Название дано по хадумской свите майкопской серии пород.

Коллекторы магматических, метаморфических пород и их кор выветривания. Данные типы коллекторов связаны с фундаментом осадочных бассейнов (ОБ). В настоящее время на Земле известно порядка 450 промышленных месторождений нефти и газа, часть которых по своим запасам относится к крупным и уникальным. Общие начальные запасы месторождений фундамента составляют 15 % мировых доказанных запасов категории А + Б. Большинство залежей — 40 %, и более 75 % запасов УВ, находящихся в фундаменте связано с кислыми породами: гранитами и гранитоидами.

Характерной особенностью нефтегазоносносности фундамента является то, что коллекторы и флюидоупоры в нём могут быть представлены одной и той же породой. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет каверново-трещинный и трещинный типы, которые связаны с рядом вторичных процессов: палеогипергенными и паледенудационными, дизъюнктивной тектоникой, гидротермальным выщелачиванием неустойчивых минералов, контракционной усадкой магматических пород и сочетанием этих процессов.

Морфологически выделяются следующие типы коллекторов:

1) выступовые, связанные:

а — с эрозионно-тектоническими выступами с массивным типом природного резервуара;

б – со сложным распределением пустотного пространства внутри гранитных массивов в виде гнёзд, линз, жил, «ёлочки»;

2) площадные, связанные с корой выветривания;

3) линейные, связанные с зонами динамического влияния разломов;

4) жильные, связанные:

а — с зонами повышенной тектонической трещиноватости и гидротермальной деятельности;

б – с древними речными долинами, как правило, дренировавших зоны разломов;

5) линейно-узловые, связанные с узлами пересечения тектонических разломов.

Часто кора выветривания и базальный горизонт осадочного чехла образуют единый природный резервуар. Например, в Ростовской области Азовское газовое месторождение связано с нижнемеловыми песчаниками и подстилаемой корой выветривания гнейсов докембрийского возраста.

6. По распространенности выделяют породы-коллекторы, которые имеют региональное, зональное и локальное распространение.

7. По толщине и выдержанности литологического состава выделяют коллекторы, характеризующиеся выдержанностью или невыдержанностью толщин, литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств.

Классификация пород-коллекторов нефти и газа

Классификация пород-коллекторов нефти и газа  

По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные кавернозные известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.

Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости, выполненная А.А.Ханиным (Табл.7). Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты, плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриты и пластичные монтморилонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.

 

 

Классификация песчано-алевритовых коллекторских

пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973)

 

Класс коллектора

Название породы

Эффективная пористость, %

Проницае-мость,

мкм2

I-очень высокий

Песчаник среднезернистый

>16.5

 

≥1

Песчаник мелкозернистый

>20.0

Алевролит крупнозернистый

>23.5

Алевролит мелкозернистый

>29.0

 

II-высокий

Песчаник среднезернистый

15-16.5

 

Песчаник мелкозернистый

18-19.0

0.5-1.0

Алевролит крупнозернистый

21.5-23.5

Алевролит мелкозернистый

26.5-29.0

III-средний

Песчаник среднезернистый

11-15

 

Песчаник мелкозернистый

14-18

0.1-0.5

Алевролит крупнозернистый

16.8-21.5

Алевролит мелкозернистый

20.5-26.5

 

IV-средний

Песчаник среднезернистый

5.8-11

 

Песчаник мелкозернистый

8-14

0.01-0.1

Алевролит крупнозернистый

10-16.8

Алевролит мелкозернистый

12-20.5

 

V-низкий

Песчаник среднезернистый

0.5-5.8

 

Песчаник мелкозернистый

2-8

0.001-0.01

Алевролит крупнозернистый

3.3-10

Алевролит мелкозернистый

3.6-12

VI-очень низкий, непромыш-ленный.

Песчаник среднезернистый

<0.5

 

 

<0.001

Песчаник мелкозернистый

<2

Алевролит крупнозернистый

<3.3

Алевролит мелкозернистый

<3.6

Коллекторы и флюидоупоры — Что такое Коллекторы и флюидоупоры?

Коллекторы – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке


Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.


Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.


По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.


Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.


Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.


Терригенные коллекторы занимают 1е место.


На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.


К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.


Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией — размером зерен.


Размер частиц: крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм; алевролитов — 0,1-0,05 мм.


Емкостно-фильтрационные свойства различны.


Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).


Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.


Глинистость ухудшает коллекторские свойства.


Карбонатные коллекторы занимают 2е место.


На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.


Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:


  • Наличие, в основном, только 2х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;


  • Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.


  • Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.


Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).


Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.


Эти коллекторы слабо изучены.


Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.


Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.


На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 — 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.


Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).


Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м3/сутки.


По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.


Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.


Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.


Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.


Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.


Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения — основными коллекторами нефти и газа.


Пористость горной породы — наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.


Проницаемость — способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.


Непроницаемые породы или флюидоупоры — это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.


Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.


Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.


По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.


Наилучшие по качеству флюидоупоры — это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.


В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.


Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.


Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

Изменение коллекторских свойств пород с глубиной — Студопедия

Классификации пород-коллекторов

Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:

— условия аккумуляции и фильтрации флюидов;

— величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;

— характер проницаемости;

— генезис и тип пород.

Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.

По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным — трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными, поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин. Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые.

По условиям аккумуляции флюидов, которые определяются морфологией пустотного пространства коллекторы также делятся на простые и сложные (смешанные).

В простых коллекторах пустотное пространство представлено следующими видами: порами, кавернами, карстовыми полостями и трещинами.



Поровые коллекторы обычно связаны с терригенными породами – песчаниками и алевролитами и реже — с органогенными карбонатными породами. Особенность этих пород-коллекторов заключается в том, что в них как емкость, так и фильтрация обусловлена структурой межгранулярной пористости — межзерновыми сообщающимися порами, образующими поровые каналы. Диапазон изменения объема порового пространства в этих коллекторах очень большой – от единиц до 40-50 %. Остальные виды пустотного пространства — каверны, карстовые полости и трещины в основным вязаны с карбонатными коллекторами.

Чисто трещинные коллекторы встречаются редко. Образуются они за счет вторичной трещиноватости в плотных жестких и хрупких породах, минеральная часть которых практически лишена пористости. Такими породами являются массивные пелитоморфные известняки, доломиты, мергели, песчаники, окремнелые аргиллиты, сланцы а также метаморфические, магматические и глинисто-кремнисто-сапропелевые породы. Часть пустот в коллекторах трещинного типа может быть образована межзерновыми порами, однако их суммарный объем составляет не более 5-7 %. К тому же часть этих пор является изолированной. Чисто трещинные коллекторы обладают низким объемом пустотного пространства, обычно не более 2,5-3 %.


Смешанное пустотное пространство характерно для карбонатных пород, где оно представлено сочетанием видов пустот, которые образуют следующие типы пустотного пространства: порово-трещинное, порово-каверновое, карстово-каверновое, порово-каверново-карстовое, порово-стилолитовое. Трещинно-поровые коллекторы преимущественно связаны с карбонатными породами, пустотное пространство которых образовано, главным образом, межзерновыми порами и кавернами. При характеристике типа коллектора основной вид пустот ставится в названии на последнее место.

По величине эффективной пористости коллекторы делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород, так и не зависимо от них. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова (1943) разделили терригенные коллекторы на пять классов. Практическое значение имеют коллекторы первых четырех классов.

Таблица. Классификация терригенных пород-коллекторов по величине эффективной пористости

Класс коллектора Эффективная пористость, % Емкость коллектора
А > 20 Большая
Б 20-15 Большая
С 15-10 Средняя
D 10-5 Средняя
Е < 5 Малая

По величине коэффициента проницаемости коллекторы также делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород или типа фильтрующих пустот, так и не зависимо от них. Например, Г.И. Теодорович, не зависимо от типа фильтрующих пустот разделил все породы-коллекторы по величине коэффициента проницаемости на пять классов (таблица).

Таблица. Классификация коллекторов по величине коэффициента проницаемости (по Г.И. Теодоровичу)

Класс Коллекторы Коэффициент проницаемости, мкм2
I Очень хорошо проницаемые более 1
II Хорошо проницаемые 0,1-1
III Среднепроницаемые 0,01-0,1
IV Слабопроницаемые 0,001-0,01
V Непроницаемые менее 0,001

Практическое значение для нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трех классов, а для газов также и четвертый класс.

Широко используются классификации по эффективной пористости и проницаемости раздельно для терригенных (песчано-алевритовых) коллекторов (А.А. Ханина, 1969) и карбонатных коллекторов (И.А. Конюхова, 1964). В классификации А.А. Ханина выделено шесть классов песчано-алевритовых коллекторов по их гранулометрическому составу, величине эффективной пористости и проницаемости.

Таблица. Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью (по А.А. Ханину, 1969)

Класс коллектора Название породы
по преобладанию
гранулометрической
фракции
Пористость
эффективная, %
Проницаемость по газу, мкм2 Характеристика
коллектора
по
проницаемости
I Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
≥ 16,5
≥ 20
≥ 23,5
≥ 29
 
≥ 1
 
Очень
высокая
II Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
15-16,5
18-20
21,5-23,5
26,5-29
 
0,5-1,0
 
Высокая
III Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
11-15
14-18
16,8-21,5
20,5-26,5
 
0,1-0,5
 
Средняя
IV Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
5,8-11
8-14
10-16,8
12-20,5
 
0,01-0,1
 
Пониженная
V Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
0,5-5,8
2-8
3,3-10
3,6-12
 
0,001-0,01
 
Низкая
VI Песчаник среднезернистый
Песчаник мелкозернистый
Алевролит крупнозернистый
Алевролит мелкозернистый
< 0,5
< 2
< 3,3
< 3,6
 
< 0,001
Коллектор не имеет промышленного значения

П р и м е ч а н и е. Диаметр частиц (в мм): песчаник среднезернистый 0,5-0,25, песчаник мелкозернистый 0,25-0,1, алевролит крупнозернистый 0,1-0,05, алевролит мелкозернистый 0,05-0,01.

В классификации И.А. Конюхова выделено три группы карбонатных коллекторов по качественной оценке их емкости, и восемь классов по количественным значениям проницаемости и эффективной пористости.

Таблица. Классификация карбонатных коллекторов (по И.А. Конюхову)

Группа Класс Проницаемость, 10-15 м2 Эффективная пористость, % Литологические разности
А
(классы высокой емкости)
I
 
II
III
> 1000
 
1000-500
500-300
> 25
 
25-20
20-15
Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные
Известняки биоморфные, кавернозные
Известняки кавернозные и органогенно-обломочные
Б
(классы средней емкости)
IV
 
V
 
300-100
 
100-50
 
15-10
 
10-5
Известняки крупнозернистые порово-кавернозные, крупноолитовые
Известняки и доломиты средне- и мелкозернистые порово-кавернозные, мелкооолитовые
В
(классы малой
емкости, эффективная пористость <5 %
VI
 
VII
VIII
50-25
 
25-10
10-1
-
 
-
-
Известняки оолитоые, мелкодетритовые, биоморфные, инкрустированные

5. По вещественному (литологическому) составу горных пород выделяются две основные группы коллекторов: терригенная и карбонатная. Кроме них существуют коллекторы, связанные с глинистыми, вулканогенными, вулканогенно-осадочными, метаморфическими и магматическими породами, а также породами кор выветривания.

Терригенные или песчано-алевритовые коллекторы. Коллекторы этого типа занимают основное место среди пород-коллекторов. С ними связана весьма значительная часть запасов нефти и газа. ЁФС терригенных коллекторов определяются в основном структурой порового пространства, поэтому их часто называют гранулярными или межгранулярными. Их общей особенностью является постепенное понижение ЁФС с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и других процессов.

Таблица. Классификация коллекторов нефти и газа по литологическому составу (по Б.К. Прошлякову и др.)

 
 
Группа
коллекторов
Тип коллектора по структуре порового пространства  
Вид пустотного пространства
 
 
Характерные литологические разности
пород
 
 
Терригенные
(обломочные)
породы
Поровый Межзерновой Пески, песчаники, алевролиты, промежуточные разности пород и калькарениты
Трещинный Трещинный Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, прочные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
Смешанный
(сложный)
Межзерновой Трещинный Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
 
Карбонатные
породы
 
 
Поровый
Межформенный Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
Внутриформенный Биоформные (фораминиферовые, коралловые и др.) известняки и доломиты
 
Межзерновой
Вторичные доломиты и доломитизированные известняки, хемогенные известняки и доломиты
Трещинный Трещинный Криптогенные и хемогенные доломиты, известняки окремнелые и глинисто-кремнистые (в том числе биогенные)
Смешанный
(сложный)
Межзерновой
Трещинный
Каверновый
Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
Глинистые
породы
Трещинный Трещинный Аргиллиты, аргиллиты известковые, известково-кремнистые
Магматические и метаморфические породы, и их кора выветривания, кремнистые и сульфатные породы Поровый Межзерновой Кора выветривания гранитов, гнейсов и других пород
Трещинный Трещинный Граниты, кварциты, метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы
Смешанный
(сложный)
Межзерновой
Трещинный
Серпентиниты, кремнистые породы

Карбонатные коллекторы. Они занимают существенное место среди пород-коллекторов. Причём значительная часть мировых запасов нефти и газа связана с трещинно-поровыми типами, небольшая с порово-трещинными и ничтожная с чисто трещинными.

Карбонатные породы являются полигенетической группой и по генезису первичных элементов могут быть хемогенными, органогенными, обломочными и смешанными. Часто в них присутствует терригенный материал, а иногда — пирокластический материал и аутигенные примеси в виде сульфатов, силикатов и других минералов.

Разные генетические группы карбонатных пород имеют различные характеристики первичной пористости и проницаемости. Уже на этапе формирования лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками отличаются органогенные, особенно рифогенные, обломочные и оолитовые карбонатные породы. Они имеют поры сравнительно правильной формы, которые равномерно распределены в объеме породы. Поровые каналы обычно имеют значительные размеры.

Карбонатные породы имеют сложный характер емкостного пространства, образованного порами, кавернами, карстовыми и стилолитовыи полостями, а также трещинами и очень неравномерное его распределение в объеме породы. Емкость в карбонатных коллекторах образуется и преобразуется на всех стадиях литогенеза и зависит, главным образом, от межзерновой пористости, а фильтрация обусловливается преимущественно трещинами, поэтому карбонатные коллекторы часто называют трещинными.

Глинистые коллекторы. Эти коллекторы нефти и газа известны очень давно в разных регионах мира, в том числе на Северном Кавказе. Наиболее широко глинистые коллекторы распространены в центральной и южной части Западной Сибири, где они называются «баженитами. Там, на границе нижнего мела и верхней юры, в составе региональной покрышки развита баженовская свита, которая является промышленно нефтеносной.

У глинистых аргиллитоподобных коллекторов баженовского типа есть общее характерное свойство – высокое, в среднем 22,5 %, содержание органического вещества (ОВ) сапропелевого типа, наличие свободной кремнекислоты, в среднем 29,5 % и проявление сингенетичной нефтеносности. Таким образом, эти породы имеют смешанный трехкомпонентный глинисто-кремнисто-сапропелевый состав. Пустотное пространство глинистых коллекторов связано с их текстурной неоднородностью, имеет сложную морфологию и трещинный характер. Текстурная неоднородность определяется наличием жесткого каркаса из кремнекислоты и ОВ.

Кроме трехкомпонентных баженитов, среди глинистых коллекторов выделяются четырехкомпонентные породы, состоящие из глинистых минералов, кремнезема, пелитоморфного карбоната и ОВ, содержание которого находится в пределах от 8 до 20 % по весу. Их характерным примером являются породы доманиковой свиты верхнего девона Волго-Уральской НГП, или просто — доманикиты.

Глинистые коллекторы Северного Кавказа – хадумиты, являются двухкомпонетными. Они состоят из глинистых минералов и кремнезема. Название дано по хадумской свите майкопской серии пород.

Коллекторы магматических, метаморфических пород и их кор выветривания. Данные типы коллекторов связаны с фундаментом осадочных бассейнов (ОБ). В настоящее время на Земле известно порядка 450 промышленных месторождений нефти и газа, часть которых по своим запасам относится к крупным и уникальным. Общие начальные запасы месторождений фундамента составляют 15 % мировых доказанных запасов категории А + Б. Большинство залежей — 40 %, и более 75 % запасов УВ, находящихся в фундаменте связано с кислыми породами: гранитами и гранитоидами.

Характерной особенностью нефтегазоносносности фундамента является то, что коллекторы и флюидоупоры в нём могут быть представлены одной и той же породой. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет каверново-трещинный и трещинный типы, которые связаны с рядом вторичных процессов: палеогипергенными и паледенудационными, дизъюнктивной тектоникой, гидротермальным выщелачиванием неустойчивых минералов, контракционной усадкой магматических пород и сочетанием этих процессов.

Морфологически выделяются следующие типы коллекторов:

1) выступовые, связанные:

а — с эрозионно-тектоническими выступами с массивным типом природного резервуара;

б – со сложным распределением пустотного пространства внутри гранитных массивов в виде гнёзд, линз, жил, «ёлочки»;

2) площадные, связанные с корой выветривания;

3) линейные, связанные с зонами динамического влияния разломов;

4) жильные, связанные:

а — с зонами повышенной тектонической трещиноватости и гидротермальной деятельности;

б – с древними речными долинами, как правило, дренировавших зоны разломов;

5) линейно-узловые, связанные с узлами пересечения тектонических разломов.

Часто кора выветривания и базальный горизонт осадочного чехла образуют единый природный резервуар.

6. По распространенности выделяют породы-коллекторы, которые имеют региональное, зональное и локальное распространение.

7. По толщине и выдержанности литологического состава выделяют коллекторы, характеризующиеся выдержанностью или невыдержанностью толщин, литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств.

Известно, что изменение ФЕС по разрезу осадочного чехла подчинено генетической закономерности. В начале, с увеличением глубины и ростом геостатического давления, они ухудшаются за счет изменения первичной пористости, вторичного минералообразования и цементации. Эти изменения достигают максимальных значений в так называемой критической зоне гравитационного уплотнения (КЗГУ), которая проявляется в разных регионах в различном интервале глубин. Ухудшению ФЕС особенно подвержены терригенные коллекторы.

Ниже КЗГУ коллекторские свойства горных пород начинают улучшаться за счет увеличения вторичной пористости. Главную роль при этом играют геодинамические процессы: тектонодинамические и флюидодинамические. Улучшение коллекторских свойств пород с глубиной происходит легче у карбонатных и других жестких и хрупких пород. Эти породы наиболее сильно подвержены трещинообразованию под воздействием тектонических напряжений и процессам катагенетического изменения.

Таким образом, улучшение ФЕС горных пород происходит в результате их растрескивания, выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием тектонических напряжений и движения горячих агрессивных вод, насыщенных углекислым газом. Растворение приводит к повышению ФЕС только в случае выноса цемента, поэтому разрывные нарушения стимулируют улучшение коллекторских свойств.

3. Классификации коллекторов

 

3.1. Общие классификации

В
зависимости от поставленных целей при
изучении пород-кол-лекторов их
классифицирование может проводиться
по генетическим, литологическим,
физическим и другим признакам.
Классификации отражают главные черты
коллектора как общего характера, так и
оценочного. Региональные схемы позволяют
правильно ориентироваться в процессе
изучения коллекторов при поисковых
работах, оценочные — при разведочных.
Наряду с региональными немаловажное
значение имеют и общие, принципиальные
схемы классификации коллекторов.

Общие
классификации базируются на генезисе,
составе и строении пород, структуре,
морфологии и времени формирования
порового пространства, однако в них
могут и отсутствовать некоторые из
перечисленных признаков. Общие
классификации, как правило, включают
все петрографические типы пород-коллекторов
(магматические, осадочные, метаморфические).

Схема
общей классификации коллекторов,
принятая на кафедре литологии и системных
исследований литосферы Московской
академии нефти и газа им. И. М. Губкина,
приведена в табл. 3. По этой классификации
к поровому типу коллекторов отнесены
породы-коллекторы, в которых мелкие
поры (1 мм и мельче) более или менее
изометричной формы соединены между
собой проводящими (поровыми) каналами.
Диапазон изменения объема порового
пространства большой — от единиц до
нескольких десятков процентов (40-50 %),
сильно варьирует проницаемость — от n ?
10-16 до n ?
10-12
м2
.
Общая особенность коллекторов порового
типа (в случае, если их поровое пространство
не заполнено углеводородами) — постепенное
понижение коллекторских свойств с
глубиной вследствие уплотнения породы,
минерального новообразования и других
процессов.

Трещинный
тип породы-коллектора характеризуется
тем, что фильтрующее поровое пространство
в нем представлено открытыми (зияющими)
трещинами. Трещинный коллектор обладает
низкой трещинной пористостью, обычно
не более 2,5-3 %. Вместе с трещинными порами
в породе могут быть и межзерновые
(межгранулярные),

Таблица
3
Классификация
коллекторов нефти и газа

Группа
пород

Тип

коллектора

Вид
порового пространства

Литологические

разности
пород

1

2

3

4

 

 

 

 

 

Обломочные

 

 

Поровый

 

Межзерновой

Пески,
песчаники, алевриты, промежуточные
разности пород

 

 

Трещинный

 

 

Трещинный

Песчаники
и алевролиты регенерационной структуры,
песчаники и алевролиты с карбонатным
цементом

Смешанный

(сложный)

Межзерновой,

трещинный

Прочные
песчаники и алевролиты с остаточной
межзерновой пористостью

 

 

 

Окончание
табл. 3

1

2

3

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Карбонатные

 

Межформенный

Биогенные,
биохемогенные, оолитовые известняки
и доломиты

Поровый

Внутрифор-менный

Биоморфные
известняки

 

 

 

Межзерновой

Доломитистые
и доломитовые хемогенные и криптогенные
известняки, доломиты, калькарениты

 

Трещинный

 

Трещинный

Криптогенные
доломиты, известняки хемогенные
окремненные и глинисто-кремнистые

Смешанный

(сложный)

Межзерновой,
трещинный,

каверновый

Уплотненные
известняки и доломиты различного
генезиса

 

Глинистые

 

 

Трещинный

 

Трещинный

Аргиллиты
известковые, известково-кремнистые

 

Коры
выветривания магматических и
метаморфических пород.

Кремнистые,
сульфатные

 

Поровый

 

Межзерновой

Кора
выветривания гранитов, гнейсов,
сили-                                                                       
                                                                                                                                                                                                                                        циты

 

Трещинный

 

Трещинный

Метаморфические
сланцы, серпентиниты, андезиты,
кремнистые породы, ангидриты

Смешанный

(сложный)

Межзерновой,
трещинный

Серпентиниты,
андезиты

 

однако
их суммарный объем как правило также
невелик (до 5-7 %), к тому же часть таких
пор оказывается изолированной. В
большинстве случаев трещинный коллектор
вторичный, постдиагенетический.

К
смешанному (сложному) типу относятся
коллекторы, в которых сочетаются
различные виды порового пространства
(два или более), в том числе межзерновой,
трещинный, каверновый, межформенный,
внутриформенный и др. В различных группах
коллекторов сочетания могут быть
разными. В этой связи при характеристике
коллекторов сложного типа требуется
уточнение по виду порового пространства,
причем ведущий тип пор помещается в
конце определения.

Р.
С. Безбородов и Ю. К. Бурлин (Бурлин, 1976)
предложили принципиальную общую схему
коллекторов (табл. 4), в которой отразили
тип коллектора, литологическую разность
пород, характер пустотного пространства
и некоторые основные факторы, приводящие
к образованию емкости в породах на
разных стадиях литогенеза. Наряду с
гранулярными, трещинными и кавернозными,
в схеме выделены карстовые коллекторы
в силу специфики условий карстообразования.
Кроме того, выделяются еще биопустотные
коллекторы. Эти коллекторы в рифовых
массивах, биоморфных известняках
представляют собой особую разновидность.
В нижней части схемы приведены процессы,
обусловливающие образование пустот на
разных стадиях литогенеза в различных
породах. Дается генетическое разделение
трещин на литогенетические и тектонические,
возникшие при складкообразовательных
процессах.

В
1969 г. во ВНИГРИ была опубликована
принципиальная схема классификации
коллекторов нефти и газа, разработанная
группой научных сотрудников под
руководством Е. М. Смехова. За основной
параметр коллекторского потенциала
пород была принята их емкость, с учетом
литологического состава пород, условий
аккумуляции и фильтрации углеводородных
флюидов (табл. 5).

Эта
схема отразила возросший интерес к
коллекторам сложного типа. В природных
условиях такие коллекторы являются
наиболее распространенными. На 
средних  и  малых  глубинах 
они  чаще всего связаны с карбонатными
породами как наиболее изменчивыми по
своим фильтрационно-емкостным параметрам.
На больших глубинах роль сложных
коллекторов возрастает настолько, что
в этих условиях они будут доминировать
независимо от вещественного состава
пород.

Широкое
распространение сложных коллекторов
предопределило усовершенствование их
классификаций. В принципиальной схеме
классификации коллекторов нефти и газа
ВНИГРИ, предложенной в 1985 г. (Методические
рекомендации…, 1989), введены градации:
тип, класс коллектора. Расположение
классов коллекторов соответствует
свойственным им фильтрационным
особенностям. Крайними в ряду являются
простые по фильтрационным свойствам
породы-коллекторы: поровые и трещинные.
Простые коллекторы характеризуются
единой непрерывной системой фильтрационных
каналов (поровой или трещинной).
Центральное место в классификации
занимают классы сложных коллекторов:
трещинно-поровые, порово-трещинные,
макронеоднородные. Эти коллекторы в
отличие от поровых характеризуются
двумя фильтрационными средами: блоковой
(пористая матрица) и межблоковой
(фильтрующие трещины), одновременно
существующими и гидродинамически между
собой связанными.

В
классификации ВНИГРИ (1985) введено новое
понятие макронеоднородного коллектора,
под которым понимается совокупность
пластов с резко различающимися
коллекторскими свойствами. Примером
макронеоднородного пласта могут служить
низкопористые и слабопроницаемые
нефтенасыщенные пласты довольно большой
мощности (десятки метров) с пропластками
проницаемых пород. В гидродинамическом
плане коллектор схематизируется в виде
двухслойного пласта, один слой которого
является проводящим, другой аккумулирующим.
Такие коллекторы характеризуются
низкими дебитами и длительным сроком
разработки. Несмотря на указанные
неблагоприятные факторы, в них могут
содержаться значительные запасы нефти
и газа, которыми нельзя пренебрегать.

В
табл. 6 в упрощенном виде приводится
уточненная и дополненная схема Е. М.
Смехова и коллектива авторов ВНИГРИ
(Методические рекомендации…, 1989).

При
петрографическом исследовании коллекторов
исходным является установление
вещественно-структурного вида породы
и соответствующих ему видов пористости,
по которым и проводится типизация.
Поэтому предлагаемая классификация
(табл. 7) исходит из установления
вещественной группы породы и структурного
вида. В классификации  рассматриваются 
две  группы пород: терригенные и

 

 

Таблица
7
Вещественно-структурная
классификация терригенных и карбонатных
коллекторов

По

составу

(группа)

По

структуре

(признак
рода)

 

Петрографические
виды пород

Вид
певич-ной порис-тости

 

Вид
вторичной пористости

 

Класс

коллектора

 

Тип
колек-тора

 

1

2

3

4

5

6

7

 

Силикалиты

 

Ангуло-псефитовая

Брекчии,
дресвяники, конгломераты и гравелиты

Межзерновая

Межзерновая
(остат.),

 

трещинная,

 

каверновая
(в кар-бонатном цементе)

Поровый,

 

 

 

трещинный,

 

порово-трещинный,

 

порово-ка-верновый

 

Простой

 

Сферо-псефитовая

 

Сложный

 

Псамми-товая

Пески
и песчаники

 

Алеври-товая

Алевриты
и алевролиты

 

Пелито-вая

Глинистые
породы различного состава

 

 

Трещинная

 

Трещинный

Простой

 

Гелево-аморфная

 

Карбонатолиты

Ангуло-псефитовая

Брекчии,
дресвяники, конгломераты и граве-литы

Межзерновая

Межзерн.
(остаточн. и эпигенетическая),

 

трещинная,

 

 

 

каверновая

 

Поровый,

 

 

 

порово-трещинный,

 

трещинно-поровый,

 

порово-каверновый

Простой

 

Сферо-псефитовая

Сложный

 

Псамми-товая

Карбонат-ные
песчаники, кальклититы

 

Алеври-товая

Карбонат-ные
алев-ролиты

 

 

Окончание
табл. 7

1

2

3

4

5

6

7

Карбонатолиты

Кристаллитовая

Микрито-вые
и зер-нистые из-вестняки и доломиты

 

 

Межзерновая
(эпигенетическая),

 

 

трещинная,

 

 

 

 

каверновая

Поровый,

 

трещинно-поровый,

 

трещинный,

 

трещинно-каверновый

 

каверновый

Сложный

Сферо-агрегат-ная

Оолитовые,
глобулярные, сфероагрегатные, пеллетовые
извес-тняки и доломиты

Межзерновая
(межформенная), внутриформенная

Межзерновая/
межформенная (остаточная и
эпигенетическая),

внутриформенная
(остаточная и эпигенетическая),

 

 

 

трещинная,

 

 

 

  

    
каверновая

Поровый,

 

 

 

 

 

 

 

 

трещинно-поровый,

 

трещинный,

 

трещинно-каверновый

 

каверновый

Биолитовая

Строматолитовые,
он-колитовые, каркасные, бентоморфные,
планктономорфные, детритово-шла-мовые
из-вестняки и доломиты

 

карбонатные
как наиболее распространенные типы
осадочных коллекторов. Пористость для
различных вещественно-структурных
видов подразделяется на первичную
(седиментационную) и наложенную
(эпигенетическую). Классы коллекторов
типизируются по преобладающему виду
пористости. Название типов дается в
зависимости от наличия одного или
нескольких видов пористости в породе.
Для большей части карбонатолитов,
несмотря на возможность существования
одного вида пористости в породе (что
встречается крайне редко), в качестве
доминирующего тип коллекторов определяется
как сложный.

Предлагаемая
классификация удобна при проведении
петрографических исследований пород.
Дополняя характеристику коллектора
числовыми данными по пористости и
проницаемости, можно переходить к
оценочным классификациям.

 

III.3. Классификация пород-коллекторов нефти и газа




⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 8Следующая ⇒

По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные кавернозные известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.

Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости, выполненная А.А.Ханиным (Табл.7). Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты, плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриты и пластичные монтморилонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.

 

Таблица 7
Классификация песчано-алевритовых коллекторских
пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973)
 
Класс коллектора Название породы Эффективная пористость, % Проницае-мость,
мкм2
I-очень высокий Песчаник среднезернистый >16.5  
≥1
Песчаник мелкозернистый >20.0
Алевролит крупнозернист. >23.5
Алевролит мелкозернистый >29.0  
II-высокий Песчаник среднезернистый 15-16.5  
Песчаник мелкозернистый 18-19.0 0.5-1.0
Алевролит крупнозернист. 21.5-23.5
Алевролит мелкозернистый 26.5-29.0
III-средний Песчаник среднезернистый 11-15  
Песчаник мелкозернистый 14-18 0.1-0.5
Алевролит крупнозернист. 16.8-21.5
Алевролит мелкозернистый 20.5-26.5  
IV-средний Песчаник среднезернистый 5.8-11  
Песчаник мелкозернистый 8-14 0.01-0.1
Алевролит крупнозернист. 10-16.8
Алевролит мелкозернистый 12-20.5  
V-низкий Песчаник среднезернистый 0.5-5.8  
Песчаник мелкозернистый 2-8 0.001-0.01
Алевролит крупнозернист. 3.3-10
Алевролит мелкозернистый 3.6-12
VI-очень низкий, непромыш-ленный. Песчаник среднезернистый <0.5  
 
<0.001
Песчаник мелкозернистый <2
Алевролит крупнозернист. <3.3
Алевролит мелкозернистый <3.6

 


 

III.4. Природные резервуары нефти и газа

 

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два основных типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (Рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.



В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

Таблица 8

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по А.А.Ханину (1968)

 

 
Классы
Макси-мальный размер пор, мкм Проницае-мость по газу, мД Давление прорыва газа через смоченную керосином породу, МПа Характеристика пород
Высокий  
I
 
<0.01
 
10-6
 
Соли, гипсы, ангидриты, высоко-дисперсные
пластичные,
монтмориллонитовые,
смешанно-слойные глины
 
II
 
0.05
 
10-5
 
Средний -  
 
III
 
 
0.3
 
 
10-4
 
 
5.5
Глины, аргиллиты
каолинит-гидрослюдистые
Низкий  
IV
 
2.0
 
10-3
 
3.0
Глины, аргиллиты алевритистые, песчанистые, известковистые, плотные известняки, магматические породы
 
V
 
 
10-2
 
0.5

 

Массивный резервуар представляет собой мощную проницаемую толщу, перекрытую сверху покрышкой. Снизу покрышка отсутствует или находится на далеком удалении. В таких резервуарах циркуляция жидкости и газа происходит главным образом снизу вверх. В кровле массивного резервуара могут образоваться крупные залежи нефти и газа массивного типа. Толщина массивных резервуаров составляет 100-500 м.

Литологически ограниченные резеравуары представляют собой резервуары пластовой, линзовидной, гнездовидной форм, перекрыты со всех или с двух-трех сторон непроницаемыми породами-покрышками. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород (песков, песчаников) непроницаемыми породами (глинами). Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы.

Стратиграфическое ограничение резервуаров пластового, редко массивного типов образуется при перерывах осадконакопления, в зоне угловых несогласий. Тектонические ограничения резервуаров возникает в результате нарушения пластов разрывами типа сброса, взброса, надвига. При этом зона разлома сама иногда служит в качестве непроницаемого экрана, но чаще результатом блоковых взаимоперемещений является возникновение тектонических контактов, когда проницаемые пласты-коллекторы приходят в соприкосновение с непроницаемыми породами-покрышками.

 

III.5. Нефтегазоносные комплексы

 

Толщи осадочных пород, содержащие нефть и газ и перекрытые региональными покрышками, называются нефтегазоносными комплексами. Это – крупные, региональные резервуары сложного строения, состоящие из резервуаров и покрышек меньших рангов. Мощность нефтегазоносных комплексов колеблется от 50 до 1500 м. В нефтегазоносных бассейнах как правило наблюдается несколько нефтегазоносных комплексов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции в разрезе осадочного чехла выделяется четыре нефтегазоносных комплекса (снизу вверх): нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Нефтегазоносные комплексы подразделяются на нефтегазоносные подкомплекы и зональные резервуары, изолированные друг от друга покрышками субрегионального и зонального рангов. Каждый нефтегазоносный комплекс отличается прежде всего литологическим составом, особенностью строения, типами углеводородов и количеством залежей, содержащихся в них. По литологическому составу различаются нефтегазоносные комплексы, состоящие из: 1) в основном из карбонатных пород, 2) из терригенных обломочных песчано-глинистых пород.

 

Глава IV. ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

 



Рекомендуемые страницы:

23. Породы-коллекторы, их свойства и классификация

Породы-коллекторы – породы, обладающие
способностью вмещать нефть, газ, воду
и отдавать их при разработке. Абсолютное
большинство пород-коллекторов имеют
осадочное происхождение. Коллекторами
нефти и газа являются как терригенные
(пески, алевриты, песчаники, алевролиты
и некоторые глинистые породы), так икарбонатные (известняки, мел,
доломиты) породы. Нетрадиционные
коллектора – вулканогенные, метаморфические,
магматические и интрузивные породы.(Белый
тигр)Пористость
– это объем порового пространства,
который оценивается отношением объема
пор к объему горной породы. Выраженная
в процентах эта величина называется
коэффициентом
пористости
.
Некоторые поры сообщаются друг с другом.
Такая пористость называется открытой.
Пористость, в которой каналы пор
достаточно велики (> 0.2 мм) чтобы флюиды
могли относительно свободно проходить
сквозь них и сравнительно легко
(экономически рентабельно) извлекаться,
называется эффективной.
Общая пористость больше, чем открытая,
а открытая больше, чем эффективная.

Все коллекторы по характеру пустот
подразделяют на три типа: гранулярные
или поровые
(только обломочные горные
породы),тре­щинные(любые горные
породы) икаверновые (только
карбонатные породы). Основными показателями
коллекторских свойств горных пород
является пористость и проницаемость.
(Общая пористость – сумма объема всех
открытых и закрытых каверн,пот, трещин.
Открытая пористость – суммарный объем
всех сообщающихся между собой пустот,
заполненных флюидом.) Если породы-коллекторы
не имеют трещин и каверн и открытая
пористость <5%, такие породы не являются
коллекторами.

(Проницаемость- определяет пропускаемость
пород и нефтеотдачу) Проницаемость
меряется в миллидарси, которое в системе
СИ имеет размерность в м2,
но реально используется одна миллионная
ее часть мкм2.

Классификация: Пористость
незначительная эффективная пористость
0-5%, малая пористость 5-10%, достаточная
пористость 10-15%, хорошая пористость
15-20%, отличная пористость 20-25%. Проницаемость:
слабая 1-10 мДарси, хорошая 1-100 мДарси,
отличная 100-1000 мДарси.

24.Природные
резервуары нефти и газа, их классификация
.

ПР-
естественное вместилище нефти, газа,
воды, внутри которого они могут
циркулировать, и форма которого
обусловлена соотношением породы-коллектора
с вмещающими его плохо проницаемыми
породами-покрышками.


Пластовый у которого толщина (метры,
первые десятки метров) намного меньше,
чем площадь распространения (сотни
квадратных километров). Коллектор в нем
ограничен непроницаемой породой и в
кровле, и в подошве. Основная циркуляция
флюидов в ней происходит вдоль пласта.
Гидродинамический потенциал таких
резервуаров очень велик, а при отборе
флюидов в нескольких локальных участках
пластовые давления восстанавливаются
достаточно быстро.


Массивный такой, у которого размер
по разным направлениям примерно
сопоставим. Обычно, это рифовые массивы,
или подобные им выступовые тела. Размеры
их от десятков метров до десятков
километров. Циркуляция флюидов происходит
в разных направлениях. Основное
экранирующее значение имеет перекрытие
плохо проницаемыми породами сверху.

— Литологически ограниченный – проницаемые
породы окружены со всех сторон плохо
проницаемыми. Имеет небольшое
распространение в виде линзовидных
тел, движение флюидов ограничено малыми
размерами самого резервуара.

— Пластово-массивный – чередование
пород-коллеторов с непроницаемыми
породами. Сообщаемость происходит через
зоны выклинивания, через зоны
трещиноватости. Миграция боковая и
вертикальная.

— Массивно-литологический (рифовый
массив) – характерна внутренняя
неоднородность в распределение
коллекторов и непроницаемых пород.
Вертикальная миграция.

— Пластово-литологический – выклинивание
пласта. Боковая миграция.

Классификация пластов — Прикладная разработка нефтяных пластов

Классификация коллектора определяется фазовым поведением пластового флюида. Они подразделяются на четыре типа пластов: однофазные газовые, газоконденсатные, недосыщенные нефти и насыщенные нефтяные пласты. Различия в их фазовом поведении показаны на следующей диаграмме.

Начнем с однофазного газового резервуара. Точка А представляет собой девственный резервуар. По мере того, как резервуар создается, жидкость внутри резервуара остается при той же температуре, но понижается давление и следует пунктирной линией в направлении A1.Этот резервуар никогда не входит в двухфазную оболочку, и в результате резервуар полностью состоит из газа на протяжении всей своей жизни. С другой стороны, добываемая жидкость понижается как по температуре, так и по давлению в сторону A2. Он попадает в двухфазную оболочку, и некоторые жидкости будут производиться.

Коллекторы ретроградного газового конденсата также начинаются как газ, но в точке B. По мере того, как флюид добывается, флюид, остающийся в пласте, падает в двухфазную оболочку (B1), и в пласте начинают добываться жидкости.Количество жидкости продолжает увеличиваться до тех пор, пока не достигнет B2, а затем начинает происходить испарение этой ретроградной жидкости в резервуаре, пока она не достигнет давления прекращения (B3).

Третий, недонасыщенный резервуар (также называемый резервуаром растворенного газа) отличается от первого тем, что флюид существует в виде жидкости в резервуаре при начальных условиях. По мере снижения давления (C1) начинают появляться первые пузырьки «растворенного» газа (в этот момент резервуар считается насыщенным).По мере того как давление продолжает падать, объем жидкости в пласте уменьшается, и добывается больше газа. Поскольку нефть является основным продуктом, стратегии поддержания давления в коллекторах этого типа имеют решающее значение.

Наконец мы подошли к нашим резервуарам насыщенной нефти. В начальных условиях в этом пласте уже есть как жидкость, так и газ. Эти фазы со временем разделились из-за разницы в плотности, что привело к возникновению «газовой шапки» над пластом. Обычно пласт добывается в нефтяной зоне, что позволяет расширять газовую шапку, чтобы способствовать поддержанию высокого пластового давления.

Терри, Рональд Э., Дж. Брэндон. Роджерс и Б. К. Крафт. Прикладная разработка нефтяных месторождений . Третье изд. Массачусетс: Prentice Hall, 2014. Печать.

.

Классификация коллектора | Справка по нефтяной инженерии

Классификация пластовых и пластовых флюидов

Нефтяные резервуары в целом классифицируются как нефтяные или газовые резервуары. Эти широкие классификации далее подразделяются в зависимости от:

  • Состав пластовой углеводородной смеси
  • Начальное пластовое давление и температура
  • Давление и температура поверхности производства

Условия, в которых существуют эти фазы, имеют большое практическое значение.Экспериментальные или математические определения этих условий удобно выражать в различных типах диаграмм, обычно называемых фазовыми диаграммами . Одна такая диаграмма называется диаграммой давление-температура .

Cricondentherm (Tct)

Cricondentherm определяется как максимальная температура, выше которой жидкость не может образоваться независимо от давления. Соответствующее давление называется давлением крикондентерма.

Cricondenbar (pcb)

Cricondenbar — это максимальное давление, при превышении которого газ не может образовываться независимо от температуры.Соответствующая температура называется температурой крикондена.

Критическая точка

Критическая точка для многокомпонентной смеси называется состоянием давления и температуры, при котором все интенсивные свойства газовой и жидкой фаз равны. В критической точке соответствующие давление и температура называются критическим давлением pc и критической температурой Tc смеси.

Фазовая граница (двухфазная область )

Область, ограниченная кривой точки кипения и кривой точки росы, в которой газ и жидкость сосуществуют в равновесии, определяется как фазовая оболочка углеводородной системы.

Линии качества

Пунктирные линии на фазовой диаграмме называются линиями качества. Они описывают давление и температуру для равных объемов жидкостей. Обратите внимание, что линии качества сходятся в критической точке.

Кривая точки пузырька

Кривая точки пузырька определяется как линия, отделяющая область жидкой фазы от области двухфазной.

Кривая точки росы

Кривая точки росы определяется как линия, отделяющая парофазную область от двухфазной.

В общем, коллекторы удобно классифицировать на основе местоположения точки, представляющей начальное пластовое давление pi и температуру T по отношению к диаграмме давление-температура пластовой жидкости. Соответственно, резервуары можно разделить на два основных типа.

Масляные резервуары

Если пластовая температура T ниже критической температуры Tc пластовой жидкости, пласт классифицируется как нефтяной резервуар.

Газовые резервуары

Если пластовая температура выше критической температуры углеводородного флюида, пласт считается газовым резервуаром.

Нефтяные резервуары

В зависимости от начального пластового давления pi нефтяные резервуары можно подразделить на следующие категории:

Резервуар с недостаточной насыщенностью нефтью

Если начальное давление в пласте pi выше давления точки кипения pb пластового флюида, пласт обозначается как резервуар с недостаточным насыщением нефти.

Коллектор насыщенной нефти

Когда начальное пластовое давление равно давлению точки кипения пластовой жидкости, пласт называется резервуаром насыщенной нефти.

Коллектор с газовой шапкой

Если начальное пластовое давление ниже давления точки кипения пластовой жидкости, коллектор называется газовой шапкой или двухфазным резервуаром, в котором газовая или паровая фаза находится под масляная фаза. Линия соответствующего качества дает отношение объема газовой шапки к объему пластовой нефти

Сырая нефть охватывает широкий диапазон физических свойств и химического состава, и часто бывает важно уметь сгруппировать их в широкие категории родственных нефтей.В общем, сырая нефть обычно подразделяется на следующие типы:

  • Мазут обыкновенный
  • Нефть малоусадочная
  • Нефть сырая с высокой усадкой (летучая)
  • Сырая нефть, близкая к критической

Приведенные выше классификации в основном основаны на свойствах сырой нефти, включая физические свойства, состав, газовое соотношение, внешний вид и фазовые диаграммы давление-температура.

Мазут обыкновенный

Следует отметить, что линии качества, расположенные приблизительно на одинаковом расстоянии, характеризуют фазовую диаграмму мазута.Кривая усадки жидкости приближается к прямой линии, за исключением очень низких давлений. При добыче обычные мазуты обычно дают соотношение газа и нефти от 200 до 700 scf / STB, а плотность нефти — от 15 до 40 API. Масло в резервуаре обычно имеет цвет от коричневого до темно-зеленого.

Масло малой усадки

Диаграмма характеризуется качественными линиями, расположенными близко к кривой точки росы. Другие сопутствующие свойства этого типа сырой нефти:

  • Объемный коэффициент нефтеотдачи менее 1.2 барр. / СТБ
  • Газонефтяной коэффициент менее 200 ст. Куб. Футов / СТБ
  • Плотность нефти менее 35 ° API
  • Черный или насыщенный
  • Значительное извлечение жидкости в условиях сепаратора

Летучая сырая нефть

Если линии качества расположены близко друг к другу около точки кипения и более широко разнесены при более низких давлениях. Этот тип сырой нефти обычно характеризуется высокой усадкой жидкости непосредственно ниже точки кипения.

Другие характерные свойства этого масла включают

  • Объемный коэффициент нефтеотдачи менее 2 барр. / СТБ
  • Соотношение газа и нефти от 2,000 до 3200 scf / STB
  • Плотность нефти 45–55 ° API
  • Нижний уровень регенерации жидкости в условиях сепаратора
  • Цвет от зеленого до оранжевого

Еще одной характеристикой резервуаров с летучей нефтью является то, что удельный вес в градусах API жидкости из резервуаров будет увеличиваться с течением времени эксплуатации резервуаров.

Около критической сырой нефти

Если пластовая температура T близка к критической температуре Tc углеводородной системы, углеводородная смесь определяется как околокритическая сырая нефть.Поскольку все линии качества сходятся в критической точке, изотермический перепад давления может вызвать сжатие сырой нефти со 100% объема углеводородных пор в точке кипения до 55% или меньше при давлении на 10-50 фунтов на квадратный дюйм ниже точки кипения. Сырая нефть, близкая к критической, характеризуется высоким газовым фактором, превышающим 3000 стандартных кубических футов на баррель, с объемным коэффициентом нефтеотдачи 2,0 баррелей на стандартную баррель или выше. Составы нефтей, близких к критическим, обычно характеризуются содержанием от 12,5 до 20 мол.% Гептана-плюс, 35% или более этана через гексаны и остальным метаном.

Помощь в назначении по электронной почте в классификации пластовых и пластовых флюидов

Чтобы запланировать сеанс обучения по классификации пласта и пластовых флюидов Живой чат
Чтобы отправить классификацию пласта и пластовых флюидов, нажмите здесь.

Ниже приведены некоторые из тем в Общем составе нефти, по которым мы оказываем помощь:

Справка по назначению нефти

Справка по назначению нефти

Справка по назначению нефти

.

Решения для определения характеристик коллектора от Emerson E&P Software

Добавленная стоимость на каждом этапе процесса разведки и добычи.

Портфель продуктов для определения характеристик коллектора Paradigm ® был специально разработан, чтобы предоставить геологам-геологам полный спектр решений для определения характеристик, моделирования и оценки рисков, для определения новых перспективных объектов, определения целей бурения, оптимизации заканчивания и ускорения разработки.

Решения Paradigm для определения характеристик коллектора включают:

Наш богатый набор решений используется ежедневно в нефтегазовых бассейнах по всему миру, чтобы лучше понять минеральный состав, геомеханическую структуру, распределение фаций и распределение порового давления в коллекторе.Это достигается с помощью таких передовых технологий, как оценка пласта, методы сейсмической инверсии, методы классификации фаций (скважинные и сейсмические) и моделирование свойств коллектора. Эти решения используют общие модели данных, поэтому геофизики могут беспрепятственно работать с наборами входных данных с различным разрешением при построении моделей коллектора.

Решение для оценки пласта, которому можно доверять

Сочетая технологическое превосходство с современным интерфейсом, согласованным на нескольких платформах, решение Paradigm для оценки пластов предлагает возможности, необходимые для решения таких отраслевых задач, как глубокое морское бурение, трещиноватые карбонаты, залежи сланцевых ресурсов и тяжелая нефть.Решения по оценке формирования парадигмы включают:

Решения по геофизике коллектора / количественной сейсмической интерпретации снижают риски бурения и повышают производительность

Решения

Paradigm Reservoir Geophysics / Quantitative Seismic Interpretation предоставляют важную информацию о качестве коллектора. Они предлагают мощное сочетание передовых научных достижений и новейших технологий интерпретации, визуализации и моделирования, что делает их незаменимым инструментом для снижения риска и повышения успешности бурения скважин.Наши решения QSI включают:

  • Устройство кондиционирования и инверсия AVA на основе модели
  • Методы одновременной сейсмической инверсии углового суммирования или полной сейсмограммы
  • Сейсмическая инверсия во временной или глубинной области
  • Прогноз сейсмических фаций на основе формы волны или нескольких сейсмических атрибутов
  • Смещение нуля или смещение / угол Синтетическое моделирование
  • Вероятностный прогноз горных пород (фаций) с использованием машинного обучения

Снижение риска, снижение эксплуатационных расходов и повышение безопасности за счет прогнозирования порового давления

Paradigm предоставляет программное обеспечение для прогнозирования порового давления в различных областях, включая оценку пласта (Geolog-PPP), интерпретацию (QSI-PPP) и моделирование (SKUA-GeoState).

Paradigm Geoscience Services имеет мировой опыт реализации проектов прогнозирования порового давления с анализом в реальном времени и обновлениями в стволе скважины и за его пределами.

С решениями Paradigm для прогнозирования порового давления геофизики могут выполнить:

  • Оценка порового давления в стволе скважины
  • Моделирование порового давления в реальном времени
  • Оценка порового давления по сейсмическим скоростям с калибровкой по промысловым данным
  • Геологическое моделирование порового давления с анализом бокового переноса
  • Геомеханическое моделирование порового давления

Точные и геологически реалистичные модели коллектора

Прекратите упрощать данные для удовлетворения потребностей технологий, которые не справляются со сложной геологической средой.Решение Paradigm для моделирования коллектора на базе SKUA-GOCAD расширяет возможности пользователей, позволяя им учитывать все интерпретированные горизонты и разломы без ненужного упрощения. Создавайте точные и геологически реалистичные модели резервуаров, которые дадут вам достоверное представление о вашем резервуаре.

  • Геостатистическое моделирование коллекторских свойств в хроностратиграфическом пространстве
  • Трехмерное пространственное моделирование свойств при наличии разломов
  • Пропорции фаций и моделирование фаций
  • Стохастическое моделирование

Парадигма продуктов для описания коллектора:

.

Вычислительная система коллектора для классификации и прогнозирования временных данных

Изображение резервуарного вычислительного чипа. Предоставлено: Джон Мун, Мичиганский университет.

За последнее десятилетие или около того подходы глубокого обучения стали более эффективными при обработке статических данных, таких как изображения. Однако было обнаружено, что эти методы несколько менее эффективны при анализе временных данных, таких как видео, человеческая речь и другие входные потоковые данные.Это в основном связано с тем, что для обработки временных данных требуются искусственные нейронные сети большего размера, обучение и внедрение которых обходятся дороже.

Имея это в виду, группа исследователей из Мичиганского университета недавно разработала систему аппаратных вычислений резервуара для более эффективной обработки временных данных. Вычислительные системы резервуара по существу состоят из резервуара, который отображает входные данные в многомерное пространство, и считывающего устройства для анализа закономерностей на основе многомерных состояний резервуара.

Эти системы оказались особенно эффективными для временной или последовательной обработки данных. Система, разработанная исследователями, которая была представлена ​​в статье, опубликованной в Nature Electronics , основана на динамических мемристорах из оксида вольфрама (WO x ) с возможностью внутренней кратковременной памяти.

«Основной причиной большого размера сети, необходимого для обработки временных данных, является большое количество возможных временных характеристик, которые должны быть изучены и сохранены сетью», — сказал TechXplore Вэй Лу, старший автор исследования.«Чтобы решить эту проблему, мы использовали концепцию« вычислений резервуара », при которой« резервуар »в системе может обрабатывать входные данные без необходимости изучать особенности. Это обеспечивается свойством« краткосрочной памяти »резервуара, поэтому что он может реагировать (быть возбужденным) соответственно на различные входные данные без необходимости явно хранить что-либо ».

Видео, показывающее прогноз системы (красная точка) эволюции хаотической системы по сравнению с реальной системой (синяя точка) на протяжении 1000 временных шагов. Это видео показывает, что система может очень хорошо фиксировать эволюцию хаотической системы и делать надежные прогнозы.Интересно, что даже в тех случаях, когда прогноз не соответствует действительности, исследователи обнаружили, что во многих случаях прогноз фактически предшествует фактическому событию, а не отслеживает фактическое событие (что, очевидно, сделает прогноз менее полезным). Предоставлено: Мун и др.

Большинство ранее разработанных резервуаров были построены с использованием цифровых схем, имитирующих эффекты кратковременной памяти. Это в конечном итоге делает их трудными для реализации физически и, следовательно, крайне непрактичными.

Лу и его коллеги, с другой стороны, изготовили свою вычислительную систему резервуара, используя мемристорные устройства WO x с внутренними свойствами кратковременной памяти.Другими словами, каждое отдельное мемристорное устройство само по себе является динамической системой и может обрабатывать широкий диапазон временных входных сигналов.

Через эти мемристоры система резервуара может нелинейно отображать временные входные данные в состояния резервуара. Затем спроецированные объекты можно легко обработать с помощью функции линейного считывания.

«Воспользовавшись внутренней динамикой устройств для естественного выполнения вычислений, мы смогли построить сеть резервуаров с небольшим количеством мемристорных устройств, что привело бы к гораздо меньшей занимаемой площади, стоимости и потребляемой мощности», — пояснил Лу.

Схема вычислительной сети резервуара. Предоставлено: Джон Мун, Мичиганский университет.

Лу и его коллеги продемонстрировали и оценили свою систему на стандартной задаче распознавания речи, которая включает распознавание произносимых цифр. Их система смогла распознавать цифры, на которых говорят люди, с поразительной точностью 99,2 процента.

«Что еще более интересно, поскольку сеть может фиксировать временные характеристики входных данных, мы показали, что мы также можем использовать сеть для выполнения функций прогнозирования / прогнозирования», — сказал Лу.«Например, в распознавании речи мы можем предсказать предполагаемое слово говорящего до того, как говорящий закончит его. В другом примере мы показали способность сети улавливать сложные особенности хаотической системы и надежно прогнозировать эволюцию хаотической системы. в долгосрочной перспективе, что является очень сложной задачей ».

В будущем вычислительная система резервуара для анализа и прогнозирования входных данных, разработанная этой группой исследователей, может иметь множество интересных приложений.Например, это может помочь улучшить человеко-машинный интерфейс, платформы для автономного вождения и другие технологии, требующие обработки или прогнозирования потоковых входных данных.

Более того, используя этот новый подход, можно значительно уменьшить размер и потребляемую мощность искусственных нейронных сетей для обработки временных данных. Это может упростить и удешевить встраивание этих сетей в существующие системы, что в конечном итоге позволит исследователям оснастить более широкий спектр устройств возможностями анализа временных данных в реальном времени.

«Сейчас мы работаем над более сложными системами и над дальнейшим улучшением производительности сети», — добавил Лу.


Мемристоры питают быстро обучающуюся нейронную сеть


Дополнительная информация:
Джон Мун и др.Классификация и прогнозирование временных данных с использованием мемристорной вычислительной системы резервуаров, Nature Electronics (2019). DOI: 10.1038 / s41928-019-0313-3

© 2019 Сеть Science X

Ссылка :
Система вычисления коллектора для классификации и прогнозирования временных данных (2019, 25 октября)
получено 1 октября 2020
из https: // techxplore.ru / news / 2019-10 -servoir-temporal-classification.html

Этот документ защищен авторским правом. За исключением честных сделок с целью частного изучения или исследования, нет
часть может быть воспроизведена без письменного разрешения. Контент предоставляется только в информационных целях.

.

0 0 vote
Article Rating
Подписаться
Уведомление о
guest
0 Комментарий
Inline Feedbacks
View all comments