Василий писал(а):
Str. писал(а):
Внутри материала устанавливается равновесие карборат кальция плюс хлорисый натрий с одной стороны и карбонат натрия и хлористый кальций с другой. На поверхности это равновесие будет постоянно сдвигаться в сторону разрушения монолитного карбоната кальция за счет постоянных потерь рыхлых продуктов
Ребята, а как насчет посмотреть в петрофизическом справочнике (в и-нете на худой конец) проницаемость известняка... а то у вас больно лихо получается - раз, и просочился! В нефтяной геологии все на эту тему давно разжевано...
Вообще вы тут со свойствами пород, прямо скажем, весьма свободно обращаетесь. Через известняк просочиться- раз плюнуть, цемент в песчанике изменить - как два пальца порезать...
эффективная пористость известняков 7— 13%, проницаемость до 5 мД.
Основные запасы газа в Саккарском газоносном районе приурочены к карбонатной пачке, называемой — главные известняки суй (палеоцен — эоцен). Коллекторами газа здесь являются белые мелоподоб-ные или тонкокристаллические обычно фораминиферовые рифовые известняки. Пористость известняков по исследованиям на месторождении Суй составляет 4—32%, проницаемость по керну 0,1—23 мД, средняя по промысловым данным — 35 мД. Главные известняки суй содержат газовые залежи на месторождениях Суй, Зин, Уч, Хайрпур, Капдхот. Выше этих известняков разделенная глинами выделяется карбонатная пачка — верхний известняк суй. Известняки здесь имеют пористость от 1 до 20%, в среднем 8%, проницаемость 1—3 мД. Газоносность верхней части установлена на месторождении Суй. На месторождении Мари газоносны эоцеповые известняки хабиб-рахи, отделенные от суин-скихизвестняковмощнойтолщей г лин.
Месторождение Одеон было открыто в 1958 г., но только после получения второго газового фонтана в 1962 г. началась интенсивная разводка (рис. 253). Продуктивные известняки элктон вскрыты: на средней глубине 2500 м; их мощность увеличивается к западу от полосы срезания до 13 м (средняя 11%). Пористость известняков до 24% (средняя 11%). Площадь газоносности 64 X 17 км2. Контур газ — вода установлен на отметке —1860 м. Пластовое давление 273 кгс/см2, температура в пласте 99° С. Небольшая и мало разведанная газовая залежь открыта также в песчаниках свиты блискай (нижний мел). Месторождение Кросфилд — начальные запасы газа составляли 67 млрд. м3 открыто в 1954 г. в районе г. Калгари. Газоносные известняки свиты элктон залегают на глубине 2250 м, имеют пористость 10%, проницаемость 50 мД. Залежь газокопдепсатного типа характеризуется начальным давлением 220 кгс/см2. На месторождении открыта также газокондепсат-ная залежь в выклинивающихся известняках свиты вабамун (верхний девон) на глубине 2730 м. Газ девонских отложений содержит 24,4% сероводорода (табл. 108). Описанной зоне Эдсон — Калгари очень близка по строению п условиям нефте-газоносности зона эрозионного среза нижних горизонтов серии рандл (свита неки-ско), изученная на участке между Калгари— Эдмонтон. Па формирование коллектора значительную роль оказала вторичная трсщиновато.ст1> за счет доломитизации известняков вблизи поверхности несогласия. Мощность продуктивной части разреза 40—70 м. В пределах зоны открыто 15 газовых и нефтяных месторождений, из которых Миннсхик-Бак-Лейк с запасами газа в 12 млрд. м3 является наиболее значительным. Оно открыто в 1952 г. на глубине 2060 м.
Продуктивным в турнейском ярусе является пласт А, приуроченный к верхней части кизеловского горизонта и нижней части бобриковского. Залегает пласт на глубинах от 800 до 900 м, отличается резкой изменчивостью мощности, колеблющейся от 7 до 21 м. Максимальная мощность отмечается в северо-западной части месторождения, наиболее сокращена она на восточном крыле структуры. Эффективная мощность пласта 12 м. Пласт А представлен органогенно-обломочными неравномерно глинистыми, плотными и рыхлыми известняками. В северо-западной и западной частях структуры известняки обогащаются глинистым материалом и выражены плотными глинистыми разностями. Пористость известняков изменяется от 1 до 13%, а в большинстве случаев составляет 5—8%. Проницаемость 1 —100 мд (табл. 38).
]пжмеба]1К11)ск11Й подъярус представлен чередованием известняков органо-генпо-обло.мочпых с оолитовыми известняками, крепкими, плотными, мощностью от 21 до 32 .и. Пористость известняков 6%, проницаемость 4 мд. Эффективная мощность 4,7 .ч. Глубина залегания продуктивного газоносного пласта 808—817 м. При •опробовании получен фонтан газа дебитом 58 тыс. млIcy тки при пластовом давлении 65 кГ/см2. Газо-водяной контакт на отметке —533 м. Этаж газоносности 21 м. В 1956 г. газовая залежь нпжпебашкирского подъяруса вступила в разработку. В настоящее «ромя находится в консервации.
Ill пласт нпжнеокского горизонта сложен известняками тонко- и мелкокристаллическими, серыми, доломитизированными, местами глинистыми, маломощными прослоями песчаников, алевролитов и глин. Суммарная эффективная мощность их колеблется от 3,1 до 6,4 м. Пористость известняков изменяется от 2,6 до 11,2%, эффективная пористость 6%, проницаемость но керну меньше 0,01 мд. При испытании скважин из интервала 1780—1786.» получены притоки газа, конденсата и нефти. Дебиты газа изменяются от 20 тыс. м3/сутки при 5,2-мм штуцере (скв. 2) до 79,7 тыс. мя/сутки при 8,4-ж.« штуцере (скв. 12). Добиты нефти 25—27,3 т/сутки. Залежь газа располагается в сводовой и присводовой частях поднятия и оконтуривается узкой нефтяной оторочкой, выклинивающейся в северной части. Этаж .газоносности 18—22 .ц, этаж нефтеносности 1,5 — 2,0 м. Ширина нефтяной оторочки 450 — 1450 м. Контакт газ — нефть проводится на отметках —1602 -г —1606,6 м, контакт нефть — вода на отметках —1603,5 -f- —1008,5 м. Начальное пластовое давление в залежи 190,1 am. Содержание конденсата в газе 96 см3/м3. Нефтяная оторочка 111 пижнеокского пласта с конца 1961 г. находится в опытной эксплуатации.
Пласт А черепетского горизонта представлен известняком органогенно-обло-мочным, мелкокристаллическим, светло-серого цпета, с трещинами, выполненными кальцитом, и с включением кристалликов пирита. Мощность пласта варьирует от 6 до 12 м, средняя газонасыщенная мощность 9,6 .«, нефтенасыщенная мощность 8,8 м. Наибольшие мощности отмечаются на северо-восточной периклиналп поднятия. Эффективная мощность 8,0—8,6 .к. Пористость известняков колеблется от 0,8 до 25%. Эффективная пористость 14,1%, проницаемость 0,4 — 355 мд.
На Введеновской площади открыта крупная нефтяная залежь с газовой шапкой, приуроченная к ассельско-артинским отложениям. Продуктивный комплекс представлен рифогенными известняками. Пористость известняков 2,7—26%. Проницаемость не превышает значений 55 мд. Месторождение относится к ишпмбаевскому типу. Свободный газ в виде газовой шапки приурочен к сводовой части массива. Газо-неф-тяпой раздел отбит на отметке —700 м. Этаж газоносности 161 м (по скв. 47). Давление в газовой танке не замерялось. Водо-нефтяной контакт на отметке —1010 .•». Этаж нефтеносности 310 м.
Старо-Казанковсиоо месторождение расположено на западном борту Предураль-ского передового прогиба, в зоне развития рнфогенных массивов. В геологическом стростит площади принимают участие четвертичные, уфимские, кунгурские, ассель-ско-артннскпо и каменноугольные отложения. Месторождение представляет собой погребенный массив, сложенный рпфогенными известняками и облекаемый галогенными породами кунгура и обломочным красноцветным комплексом уфимского яруса. Склоны массива крутые, углы падения 35—40°; размеры (по изопшсе —1040 .«) с запада на восток 4 км, с юга на север 3,2 км', высота массива 524 м. Массив неглубокой перемычкой делится па два отдельных, пшротпо вытянутых отрога: центральный и южный (Троицкий). В разработке находится только нефтяная часть залежи. Продуктивный пласт предстаклен рифогенпыми известняками. Пористость известняков 1,43 — 31,04% (средняя 11,02%). Проницаемость изменяется от нуля до 840 мд.
В верейском горизонте выделены продуктивные пласты В3—В4 и Bt на глубинах 105U—1060 м, представленные известняками,'разделенными 1—3-метровым прослоем аргиллита. Средняя пористость известняков 13,5%; проницаемость 30,9 мд. Приток газа дебитом 155 тыс. м3/сутки получен на Константиновском поднятии. Запасы газа Верейского горизонта на 1/1—1967 г. по категориям А+В+С! 2894,7 млн. м3.
В известняках каширского горизонта па глубине 1020—1050 м выявлена нефтяная залежь с газовой шапкой. Последняя занимает сводовую часть Асюльского и Кон-стантиновского поднятий. Пористость известняков 15,3%; проницаемость 2 мд. Запасы газа каширского горизонта по категориям А + В -)- Cj 1143 млн. м3.
бассейне осадконакоиления — впадине Сирт. Интервал нефтегазоносное™ очень широк: от неогеновых отложений до гранитов фундамента. Нефть залегает па глубине от 150 до 4000 м. В последнее время получены промышленные притоки газа на морских площадях из миоценовых отложений. Пористость карбонатных коллекторов достигает 24%, а проницаемость 400—800 мД. Основными продуктивными комплексами являются меловой-эопеновый. Нефтегазоносность связана с базальными меловыми песчаниками и мелководно-ри-фогенными известняками верхнего мела, палеоцена, нижнего и среднего эоцена. В верхнем эоцене •— олигоцене имеется несколько продуктивных горизонтов, заключенных в линзовидных карбонатных и песчаных коллекторах, залегающих среди глин. Особенно высоким нефтегазонасыще-ниом отличаются рифогенные известняки верхнего мела и палеоцена.
Пористость песчаных нефтесодержащих пород колеблется примерно в пределах от 3 до 40 % и в основной массе составляет 16-25 %, пористость карбонатных нефтенасыщенных пород изменяется в пределах от 2 до 30 %.
Нижний продуктивный пласт верхнеказанского подъяруса сложен оолитовыми, кавернозными и зернистыми доломитами и известняками. Породы коллектора обычно глинистые, плотные, часто слоистые, трещиноватые. Диаметр трещим и межзерновых пор не превышает 0,01-0,02 мм, иногда диаметр пор выщелачивания достигает 1 мм. Пористость карбонатных пород нижнего продуктивного пласта изменяется от 2 до 36%, составляя в среднем 13,7-20%, проницаемость от единиц до 100, иногда 400 мД, битумо насыщенность изменяется от 14 до 99%, в среднем составляя 45—50%. На востоке Мелекесской впадины наряду с карбонатными породами коллектор сложен песчано~ апевролитовыми попиминеральными, плохо отсортированными породами. Их пористость изменяется от 6 до 31%, проницаемость достигает 300 мД, битумонасышенность достигает 92% и в среднем составляет 50%. В целом же нижний пласт верхнеказанского подъяруса носит характер единого многопластового гидродинамически связанного резервуара.
7. Лабораторными исследованиями и промысловыми испытаниями пока всего на нескольких объектах доказана возможность осуществления процесса внутрипластового горения на залежах с карбонатными коллекторами (известняками и доломитами). Применение процесса в этих условиях требует более тщательного предварительного изучения геолого-физических характеристик объекта (прежде всего — неоднородности пластов) для обоснования технологии внутрипластового горения. Повышенная неоднородность трещиноватых и кавернозных карбонатных пластов существенно осложняет регулирование внутрипластового горения, а пониженная пористость карбонатных пластов может быть причиной снижения экономической эффективности процесса по сравнению с осуществлением его в пластах, представленных песками или песчаниками.
Исследования X. Ш. Сабирова и А. П. Петрик показали, что открытая пористость карбонатных пород при насыщении образца керосином заметно увеличивается, если применить донасыщение образцов под давлением от 20 до 200 кгс/см2 [113]. При этом увеличение пористости происходило
Если принять пористость карбонатных пород 20%, а плотность нефти 0,8 г/см3, то в 1 м3 породы содержится 160 кг нефти. В то же время количество углекислого газа, выделяющегося при нагревании до 800 — 1000° С из 1 м3 карбонатной породы, равно 800 — 1000 кг. Этого количества углекислого газа достаточно для вытеснения нефти. Процесс вытеснения можно дополнить нагнетанием в пласт воды.
Пористость различных пород изменяется в широких пределах (от долей процента до 52—55%). Наиболее часто встречаются продуктивные коллекторы с пористостью 15—20%. Пористость карбонатных пород обычно колеблется в пределах 3—30%.
Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.
щей мощностью до 160—170 м. В юго-зап. части структуры среднедевонские отложения размыты. Средняя открытая пористость песчаников 12—13, иногда достигает 16—18 % и более, газопроницаемость 0,075—0,200 мкм2. Глубина залегания кровли основной залежи 3000—3400 м. Залежи нефти в отложениях среднего девона комбинированные— антиклинальные стратиграфически ограниченные. Покрышкой являются кыновско-саргаевские глины и мергели мощн. 20—40, иногда 65 м. Нефть из среднедевонских отложений легкая (0,830—0,850), малосернистая (0,60%), парафинистая (около 4 %), с газовым фактором 56—73 м3/т. Режим залежи упруго-водонапорный. В нижнепермско-сред-некаменноугольных отложениях продуктивны известняки и вторичные доломиты, пористые и кавернозные, местами рыхлые и выщелоченные. Пористость карбонатных пород в среднем изменяется от 16 до 23%, газопроницаемость достигает 1,8 мкм2. Залежь нефти массивная сводовая, расположена на глубинах 1100—1400 м. Нефть тяжелая (0,954—0,968), высокосмолистая (17—21 %), сернистая (1,89—2,11 %), беспарафинистая
Как видим пористость это норма.
Кроме того можно спросить бывших в пирамидах как так насчет влажности.
Кроме того в метро прекрасно видно насколько пористыми бывают известняки.
Кроме того, порист и природный гранит.
Для гранита характерна пористость менее 1,5%.
Несколько болше значения пористости у мрамора.
Пористость мрамора от 0,6 до 3,3%
Для базальта имеем следующие значения
Пористость 0,5—1,5%, водопоглощение 0,2—0,4% по весу и 0,5—14% по объему.
Вход
Регистрация
FAQ
Поиск
