Slavdom-nn.ru

Славдом НН
4 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Глинисто карбонатный цемент это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Карбонатный цемент

Карбонатный цемент содержит 25 — 30 % известняка или доломита. Широкого применения он не нашел, так как добавление карбонатных пород свыше 5 % от веса портландцемента в процессе обычного совместного помола ведет к понижению прочности. При раздельном и двухступенчатом способе помола цементы, содержащие до 30 % известняка, обладают в ряде случаев такой же прочностью, как цементы без известняка, полученные при тех же условиях. [1]

Карбонатный цемент в песчанике может накопляться одновременно с исходным песком или отлагаться в поровом пространстве вскоре после седиментации. Возможна также вторичная цементация кальцитом или доломитом, выделившимися из циркулирующих вод, но она имеет менее важное значение, чем вторичная цементация кремнеземом. В большинстве случаев доломитовый цемент образует хорошо выраженные кристаллические структуры, тогда как кальцитовый цемент характеризуется неправильной формой зерен. Кальцито-вый цемент может стать доломитизировэнным; этот процесс сопровождается дополнительным увеличением пористости. [2]

Большинство карбонатных цементов являются первичными седи-ментационными. [3]

При содержании карбонатного цемента выше 1 % рекомендуется проводить двух — или многорастворную обработку. В качестве первого раствора применяется солянокислотный раствор для выщелачивания карбонатного цемента из песчаника продуктивного пласта. [4]

Цементируются песчаники глинистым, глинисто-углистым, глинисто-битуминозным и карбонатным цементом . [5]

С увеличением содержания карбонатного цемента в пластовом проницаемость породы ухудшается по всей площади месторождения, но не в равной степени: с увеличением содержания карбонатного цемента в пределах 0 5 — 6 % при одновременном увеличении сум — Марного количества цемента с 19 ( кривая 2) до 23 % ( кривая 3) ухудшение проницаемости породы увеличивается в два раза. Кроме того, проницаемость зависит и от содержания глинистого цемента ( кривые 4 и 5), с увеличением содержания которого проницаемость ухудшается. Совершенно иная зависимость проницаемости получается от соотношения фракций цементов. Отсюда следует вывод: в течение длительного геологического периода фильтрующиеся пластовые флюиды выщелачивали карбонатный цемент, за счет чего образовались фильтрационные каналы с последующим переотложением карбонатного цемента в порах пласта. [6]

В песчаниках с равномерно рассеянным карбонатным цементом рекомендуется проводить многорастворную кислотную обработку по следующей схеме: а) 10 % НС1, б) 10 % НС1 3 % БФА, в) 10 % НС1 6 % БФА. [8]

Двуокись углерода, растворяя карбонатный цемент , увеличивает проницаемость пористой среды, а при контакте с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды. Если в нефти содержится достаточно легких углеводородов, а пластовое давление и температура соответствуют критическим параметрам образующихся смесей, то могут возникать условия смесимости нефти с двуокисью углерода. В результате действия упомянутых факторов нефтеотдача при использовании ССЬ может возрастать на 10 — 15 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. [9]

Первая кислота применяется при карбонатном цементе породы , а вторая — при глинисто-карбонатном. Газолино-кис — лотная или газолино-глинокислотная обработки скважин по указанной технологии оказываются более эффективными, чем воздействие на пласт только кислотами или только газолином в связи с комплексным и более глубоким воздействием на пласты, насыщенные нефтью с определенным содержанием смол и асфальтенов. [11]

С увеличением в фильтрационных каналах карбонатного цемента свыше 10 — 15 % повышается эффективность обработок. Эффективность обработок в песчаных коллекторах по сравнению споровыми карбонатными коллекторами значительно ниже. Это объясняется тем, что скелет породы песчаников в соляной кислоте не растворяется. При карбонатности песчаника 20 — 25 % прекращается увеличение эффективности обработок. [12]

Читайте так же:
Бетон марки 300 количество цемента

БФА из раствора с увеличением карбонатного цемента в породе возрастает. [14]

В условиях терригенных коллекторов с карбонатным цементом используется солянокислотная обработка в сочетании с гидропескоструйной перфорацией, позволяющей существенно повысить эффективность от интенсификации. Одним из наиболее эффективных методов интенсификации является гидроразрыв пласта, применяемый при сильно загрязненном в процессе проходки и цементирования скважин забое, при наличии слабопроницаемых трещиноватых коллекторов. [15]

Карбонатные породы

Карбонатные породы (также карбонатолиты, не путать с карбонатитами) — осадочные горные породы, в основном сложенные природными карбонатами. Наиболее распространены известняки (из кальцита и арагонита), далее идут доломиты, сидериты, магнезиты. У трёх последних название породы совпадает с образующим её минералом; если требуется указать на различие, для пород может применяться суффикс «-олит»: так, минерал сидерит слагает породу сидеритолит. Карбонатолиты широко распространены — до 20-25 % массы стратисферы Земли. Толщина формаций известняков достигает 3-5 километров, доломитов — 1 километра, сидериты и магнезиты образуют слои толщиной в десятки и сотни метров.

Содовые минералы и родохрозиты встречаются в виде небольших тел (до 5-10 метров толщиной для родохрозитов). Отдельно классифицируются карбонатные породы смешанного состава, в подавляющем большинстве случаев состоящие из двух минералов, например:

  • доломитистые (до 25 % доломита) и доломитовые (до 50 % доломита) известняки;
  • известковистые (до 25 % известняка) и известковые (до 50 % известняка) доломиты.

В карбонатных породах встречаются примеси глины, обычно в известняках и конкрециях сидеритов. Известняки с большим содержанием глины (свыше 25 %) называются мергелями. В качестве примеси соединения кремния встречаются также в виде халцедона, кварца и песка.

Карбонатные породы различаются по структуре на яснозернистые или фанеромерные и внешне незернистые (криптомерные или пелитоморфные, как писчий мел или мергель), наибольшие различия наблюдаются у известняков. По типу образования разделяются на:

  • биоморфные (в том числе цельноскелетные и биокластовые);
  • сфероагрегатные (в том числе сферолитовые, оолитовые, конкреционные);
  • обломочные;
  • кристаллические (также гранобластовые).

По происхождению выделяются:

  • первичные (осадочные) карбонатные породы, образующиеся в основном в ходе накопления осадков природных карбонатов из воды, которое происходит выше критической глубины карбонатонакопления — до 4500 м в некоторых океанских водах;
  • вторичные породы, образующиеся через процессы химического выветривания (включая гальмиролиз), стяжения, перекристаллизации и замещения.

Среди первичных пород выделяются:

  • биогенные горные породы образующиеся осаждением скелетных остатков планктона и нектона, накоплением скелетов бентоса и карбоната кальция и доломита, накопившихся на водорослях вследствие избытка углекислого газа в воде. Типичным представителем являются биоморфные известняки;
  • хемогенные горные породы образуются в тихой воде при осаждении микрокристаллов из пересыщенных растворов. К таким породам относятся микрокристаллические известняки, доломиты, магнетиты. В прибрежной воде микрокристаллы концентрируются на поверхности песчинок, образуя сфероагрегатные оолиты и пизолиты из известняков, доломитов и родохрозитов.
  • механогенные горные породы имеют обломочную структуру и состоят из сцементированных обломков карбонатолитов.

В число вторичных карбонатолитов входят неосадочные конкреционные известняки, доломиты и сидериты, кальцитовые, доломитовые и сидеритовые панцири, а также крупнокристаллические породы, как метасоматические доломиты, магнезиты, сидериты, так и перекристаллизационные известняки.

Карбонатные породы легкорастворимы в воде, потому их массивы часто содержат карсты. Породы также хорошо растворяются соляной кислотой.

Читайте так же:
Проливка слоя керамзита цементным молоком

Применение карбонатных пород многообразно:

  • из-за пористости они являются коллекторами нефти, газа, подземных вод, применяются для хранения опасных отходов;
  • карбонатолиты легко обрабатываются и применяются в качестве строительных материалов;
  • породы используются как сырьё для производства цемента и огнеупоров, как металлургический флюс, а также в других отраслях;
  • карбонатолиты включают важные рудыжелеза, марганца, магния и других элементов.

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.

Коллекторские ( фильтрационные) свойства породы: пористость и проницаемость.

Породы-коллекторы могут иметь первичную и вторичную пористость:

  • первичная пористость образуется при формировании самой горной породы, напр.: осадконакопление, образование магматических пород;
  • вторичная пористость образуется если на породы действуют какие-либо процессы или явления, например: тектонические процессы, растворение пород, просадка (явление).

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются горные породы:

  • терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы),
  • карбонатные (известняки, мел, доломиты),
  • вулканогенно- осадочные,
  • кремнистые.

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

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

Терригенные коллекторы занимают 1 е 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 (мкм 2 ).

  • > 1000 мД — I класс.
  • 500 — 1000 мД — II класс;
  • 100-500 мД — III класс;
  • 10 — 100*10 -3 мкм 2 (10-100мД) — IV класс;
  • 1 — 10 *10 -3 мкм 2 (1-10мД) — V класс;
  • 0,1 — 1 *10 -3 мкм 2 (0,1-1мД) — VI класс.

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.
Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.
На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

Наличие, в основном, только 2 х 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).

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 м 3 /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.

Читайте так же:
Цемент монтажный водоостанавливающий ceresit cx 5 2 кг инструкция

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.

По коллекторским свойствам выделяют 4 группы пород-коллекторов.
Классификация Дахнова:

  • кварцевые;
  • кварц-полишпатовые;
  • карбонатные;
  • эвапоритовые (гипс-ангидритовые).

Тип пустотного пространства, обусловленный происхождением породы, определяет ее физические свойства, поэтому он положен в основу наиболее часто используемой классификации пород-коллекторов.

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.

Petroleum Engineers

Вы здесь

Здравствуйте, крутые петрофизики!
Подскажите пожалуйста, вот глинистость, как одно из ФЕС,– это свойство горных пород содержать частицы диаметром меньше 0.01 мм. При коэффициенте относительной глинистости, стремящемся к 1, все поровое простанство заполнено цементом и песчаник из коллекторной породы превращается во флюидоупор. Но ведь тоже самое происходит и при заполнении пор не глинистым, а карбонатном цементом — такие плотняки весьма распространенное явление — был песчаник с замечательной проницаемостью, поэтому по нему флюид вовсю струился, но из флюида выпал кальцит и когда сюда поднималась нефть, поры были уже заняты. А в книжках пишут еще про гипсовый, кремнистый и железистый цемент — не знаю, насколько они распространены в плане заполнения пор и, тем самым,- в создании плотных линз.

А вопрос такой — свойство глинистость имеет ввиду только глинистый цемент в поровом пространстве или любой другой тоже?

Читайте так же:
Как приготовить пластичный цементный раствор

Свойство глинистость имеет ввиду не только глинистый цемент, глина в коллекторе может быть распределена по разному, и не всегда она просто равномерно заполняет поры и превращает породу в плотняк. Существует три типа глинистости слоистая, рассеяная и структурная. Совсем в обобщенном ввиде представленно во вкладке.

Карбонатный цемент, он же нерастворимый осадок, это совсем другое. Так же как и другие виды цемента.

Спасибо, Selena.
Это да, я читал, мне другое не понятно.
Я же правильно понимаю, что
Глинистость – это свойство горных пород содержать частицы диаметром меньше 0.01 мм. Коэффициент относительной глинистости показывает степень заполнения межзернового пространства цементом.

Если,например, коэффициент относительной глинистости η = 0.1 — это означает, что 10% межзернового пространства заполнено минеральной массой, соответственно, общая пористость составляет 90% межзернового пространства.
Давайте пока только про рассеянную глинистость, что бы не заплутать в дебрях? Из вашего ответа я понял, что эта минеральная масса должна быть глинистым цементом, что бы соответствовать коэффициенту относительной глинистости, а если цемент карбонатный, гипсовый или кремнистый и т.д., то глинистость не считова и мы делаем вид, что не видим потери 10% общей пористости?

Понятно, что в реале все сложнее и песчаник изначально мог быть сформирован из осадков глинистым цементом, а потом в поры выпал из раствора карбонатный цемент — как учесть, что, кроме матрицы — это зерна кварца или полевого шпата, есть еще снижающие пористось породы, которые не глины?

Спасибо, Selena.
Это да, я читал, мне другое не понятно.
Я же правильно понимаю, что
Глинистость – это свойство горных пород содержать частицы диаметром меньше 0.01 мм. Коэффициент относительной глинистости показывает степень заполнения межзернового пространства цементом.

Если,например, коэффициент относительной глинистости η = 0.1 — это означает, что 10% межзернового пространства заполнено минеральной массой, соответственно, общая пористость составляет 90% межзернового пространства.
Давайте пока только про рассеянную глинистость, что бы не заплутать в дебрях? Из вашего ответа я понял, что эта минеральная масса должна быть глинистым цементом, что бы соответствовать коэффициенту относительной глинистости, а если цемент карбонатный, гипсовый или кремнистый и т.д., то глинистость не считова и мы делаем вид, что не видим потери 10% общей пористости?

Понятно, что в реале все сложнее и песчаник изначально мог быть сформирован из осадков глинистым цементом, а потом в поры выпал из раствора карбонатный цемент — как учесть, что, кроме матрицы — это зерна кварца или полевого шпата, есть еще снижающие пористось породы, которые не глины?

Я немного не пойму. Вам для чего это нужно учитывать? Если для интерпретации, то так просто не объяснишь. Я на практике не встречала глинистого коллектора с карбонатным цементом, но при таком случае надо учитывать и глинистость и нерастворимый осадок. Сомневаюсь только,что после расчетов он останется коллектором.

Насчет коэффициента глинистости. Если он равен 10%, а расчитаная пористость 30%, то отнимаем и остается 20% доступной пористости(это если очень грубо). Плюс ко всему в отчетах по каждому изученному месторождению бывают критические значения коэффициента глинистости. Это то что касается количественной интерпретации.

Читайте так же:
Затвор шиберный с пневмоприводом для цемента

. Я немного не пойму. Вам для чего это нужно учитывать.

Геологическое сопровождение бурения («продвинутая» геонавигация). В одном коллекторе перемежаются прослои заглинизированного песчаника и карбонатизированных плотняков — где лучше коллектор, куда буоить?

Я на практике не встречала глинистого коллектора с карбонатным цементом, но при таком случае надо учитывать и глинистость и нерастворимый осадок. Сомневаюсь только,что после расчетов он останется коллектором.

Есть многое в природе, друг Горацио, Что и не снилось нашим мудрецам.

«Отложения коллектора пласта Ю2 в пределах скважины XXX представлены светлосерым, местами с буроватым оттенком, мелкозернистым алевритовым и алевритистым песчаником с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Текстура преимущественно массивная. Встречаются тонкие прослои углисто-слюдистого и глинистого материала, отмечаются стяжения сидерита, углефицированный растительный детрит и включения пирита.

Коллектор пласта Ю2 в районе скважины YYY состоит из светло-серого и буровато-серого мелкозернистого и среднемелкозернистого алевритистого и алевритового песчаника с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Встречаются прослои и линзочки углистоглинистого и глинистого материала. Текстура массивная, прерывисто-волнистая, пологая косоволнистая и линзовидная. Отмечаются намывы углисто-слюдистого материала, стяжения сидерита и обломки углефицированной древесины.

Отложения коллектора пласта Ю2, вскрытые скважиной ZZZ, представляют собой светло-серый мелкозернистый алевритовый песчаник с карбонатноглинистым и глинисто-карбонатным цементом с единичными тонкими слойками углистослюдистого материала, подчеркивающими параллельную горизонтальную, флазерную слоистость. Отмечается углефи-цированный растительный детрит.»

. Я немного не пойму. Вам для чего это нужно учитывать.

Геологическое сопровождение бурения («продвинутая» геонавигация). В одном коллекторе перемежаются прослои заглинизированного песчаника и карбонатизированных плотняков — где лучше коллектор, куда буоить?

Я на практике не встречала глинистого коллектора с карбонатным цементом, но при таком случае надо учитывать и глинистость и нерастворимый осадок. Сомневаюсь только,что после расчетов он останется коллектором.

Есть многое в природе, друг Горацио, Что и не снилось нашим мудрецам.

«Отложения коллектора пласта Ю2 в пределах скважины XXX представлены светлосерым, местами с буроватым оттенком, мелкозернистым алевритовым и алевритистым песчаником с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Текстура преимущественно массивная. Встречаются тонкие прослои углисто-слюдистого и глинистого материала, отмечаются стяжения сидерита, углефицированный растительный детрит и включения пирита.

Коллектор пласта Ю2 в районе скважины YYY состоит из светло-серого и буровато-серого мелкозернистого и среднемелкозернистого алевритистого и алевритового песчаника с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Встречаются прослои и линзочки углистоглинистого и глинистого материала. Текстура массивная, прерывисто-волнистая, пологая косоволнистая и линзовидная. Отмечаются намывы углисто-слюдистого материала, стяжения сидерита и обломки углефицированной древесины.

Отложения коллектора пласта Ю2, вскрытые скважиной ZZZ, представляют собой светло-серый мелкозернистый алевритовый песчаник с карбонатноглинистым и глинисто-карбонатным цементом с единичными тонкими слойками углистослюдистого материала, подчеркивающими параллельную горизонтальную, флазерную слоистость. Отмечается углефи-цированный растительный детрит.»

Да я знаю что в природе все можно встретить, пррсто сама не сталкивалась. Еще знаю, что иногда на практике хороший коллектор не укладывается ни в одну теорию. Думаю, что наверняка решать куда бурить нужно по анализам керна или же раширенный ГИС комплекс с полной интерпретацией. Остальное будет пальцем в небо.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector