Типы пород коллекторов и их свойства. Классификации пород-коллекторов

КОЛЛЕКТОР нефти и газа, горная порода, способная вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки. Коллекторы подразделяются на промышленные, из которых возможно получение достаточных по величине притоков флюидов, и непромышленные, из которых получение таких притоков на данном этапе невозможно. Нижние пределы параметров коллекторских свойств (проницаемости и полезной ёмкости), определяющие промышленную оценку коллектора, зависят от состава флюида (для газа в связи с его подвижностью они значительно ниже, чем для нефти) и типа коллектора (поровый, биопустатный, кавернозный, трещинный или смешанный).

Формирование коллектора начинается со стадии седиментогенеза породы. Степень сохранности седиментационных признаков зависит, прежде всего, от минерального состава породообразующей части (матрицы) коллектора, минерального состава и формы распределения в поровом пространстве цемента, а также от мощности коллектора. Постседиментационная эволюция коллектора определяется новыми признаками, формирующимися под влиянием увеличивающихся давления и температуры, повышения концентрации флюидов, перераспределения цементирующего материала, изменения структуры пустотного пространства, растворения неустойчивых и образования стабильных минералов. Изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь литологическим типом породы.

Наиболее распространены терригенные и карбонатные коллекторы, с которыми связаны основные извлекаемые запасы углеводородов, реже встречаются глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенные и вулканогенно-осадочные, магматические и др.

Основной масса терригенных коллекторов относится к поровому типу, характеризующемуся межзерновым пустотным пространством, их называют межзерновыми (гранулярными); встречаются также коллекторы со смешанным характером пустотного пространства (трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности - если часть зёрен сравнительно легко выщелачивается). Свойства терригенных коллекторов зависят, прежде всего, от гранулометрического состава, формы и характера поверхности, слагающих породу зёрен, степени их отсортированности, окатанности, вида упаковки обломочных зёрен; количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам коллекторов порового типа. На фильтрационную способность терригенных коллекторов влияет также количество, минеральный состав и характер распределения глинистой примеси, снижающей проницаемость. Среди множества классификаций терригенных коллекторов наиболее популярная построена с учётом их гранулометрического состава, эффективной пористости и проницаемости. По этим параметрам различают шесть классов терригенных коллекторов с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД (миллидарси), 1000-500, 500-100, 100-10, 10-1 и менее 1 мД (1 мД≈ 1·10 -3 мкм 2). Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к классу с проницаемостью менее 1 мД, в естественных условиях обычно содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения. Лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус (облик) большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также их более высокая сорбционная ёмкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Для карбонатных коллекторов характерен наиболее широкий спектр типов: гранулярные (оолитовые и обломочные известняки), трещинные (плотные известняки и доломиты), кавернозные (результат карста), биопустотные (органогенные известняки). Особенности карбонатных коллекторов - ранняя литификация, избирательная растворимость, склонность к трещинообразованию - обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот. Качество карбонатных коллекторов определяется первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются дополнительные поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Карбонатные коллекторы характеризуются крайней невыдержанностью свойств и их значительным разнообразием в зависимости от фациальных условий образования, что затрудняет их сопоставление. Фациальные условия образования карбонатных пород в большей мере, чем в терригенных, влияют на формирование коллекторских свойств. По минеральному составу карбонатные породы менее разнообразны, чем терригенные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. Влияние вторичных преобразований особенно велико в породах с первично неоднородной структурой порового пространства (органогенно-обломочные разности). По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных, прежде всего степенью уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твёрдые образования, и далее уплотнение идёт уже медленно. Карбонатный ил и мелкообломочные, комковато-водорослевые карбонатные осадки быстро литифицируются, пористость несколько сокращается, но значительный объём порового пространства «консервируется». Трещиноватость, как правило, составляющая в породах 0,1-1%, в карбонатных коллекторах может достигать 1,5-2,5%. При значительной мощности трещиноватых продуктивных горизонтов ёмкость трещин имеет существенное значение для оценки полезного объёма пластов. Дополнительная ёмкость карбонатных коллекторов трещинного типа создаётся также стилолитовыми швами, образование которых связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе, что обусловлено вымыванием глинистых корочек. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в кавернозно-поровом и поровом типах карбонатных коллекторов. Лучшими карбонатными коллекторами являются рифовые известняки, из которых были получены и рекордные дебиты нефти (десятки тысяч тонн в сутки).

В глинисто-кремнисто-битуминозных коллекторах преобладают трещинные и порово-трещинные типы. Породы характеризуются значительной изменчивостью минерального состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом. Микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли мД. В таких породах участки с повышенной пористостью и проницаемостью разнообразной формы возникают в процессе катагенеза (синхронно с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы). Считают, что в седиментогенезе образуются микроблоки породы, покрытые плёнкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезём, обволакивая агрегаты глинистых минералов, создаёт на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезёма (возникают так называемые кремнеорганические рубашки). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. Отдельные участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии таких коллекторов, как правило, отмечаются разуплотнение и аномально высокое пластовое давление. Повышению трещиноватости породы способствуют и тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются - это коллекторы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ в других типах пород.

Среди вулканогенных и вулканогенно-осадочных коллекторов наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы. Эти коллекторы отличаются большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала, или с вторичным выщелачиванием и трещиноватостью. Нефтеносность этих пород всегда вторична. Особенность таких коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах.

Формирование коллекторов в магматических и метаморфических породах связано с метасоматозом и выщелачиванием в результате гидротермальной деятельности, контракцией (усадкой) при остывании породы, дроблением по зонам тектонических нарушений. Основной объём пустот в магматических коллекторах принадлежит микротрещинам и микрокавернам. Пористость пород в большинстве случаев не превышает 10-11%. Проницаемость матрицы невысока, но в результате развития кавернозности и трещиноватости в целом проницаемость достигает сотен мД.

Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фото и ультразвуковой каротаж, метод капиллярного насыщения пород люминофорами и др.

Лит.: Справочник по геологии нефти и газа / Под редакцией Н. А. Еременко. М., 1984; Геология и геохимия нефти и газа / Под редакцией Б. А. Соколова. 2-е изд. М., 2004.

СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

1. Условия залегания нефти, воды и газа в месторождении

2. Состав коллекторов

3. Формирование коллекторов нефти и газа

4. Свойства коллекторов нефти и газа

1) Гранулометрический (механический) состав пород

2) Методы выделения и разделения глинистых фракций

3) Определение карбонатности коллекторов

4) Пористость горных пород

5) Пористость фиктивного грунта

6) Пористость естественных пород

7) Проницаемость горных пород

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов

11) Коллекторские свойства трещиноватых пород

12) Удельная поверхность горных пород

13) Механические свойства коллекторов

14) Электрические и радиоактивные свойства горных пород. Определение коллекторских свойств пластов геофизическими методами

15) Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах

1. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА В МЕСТОРОЖДЕНИИ

Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами - известняками, доломитами и др. Небольшое промышленное значение имеют коллекторы, сложенные сланцами и их разновидностями.

Изредка нефть обнаруживается и в трещинах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Химический состав пород нефтяных и газовых месторождений может поэтому отличаться большим разнообразием компонентов. Основные составляющие песчаных коллекторов и песчаников - зерна кварца, полевого шпата, слюды, глауконита и других минералов.

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт.

Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, - недостаточное условие существования нефтяной залежи. Нефть в промышленных количествах обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления нефти (антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки литологического типа, образовавшиеся вследствие фациальных, изменений пород, окружающих коллектор нефти, и др.).

Многообразие условий залегания нефти и газа и геологического строения залежей безгранично. Однако большинство из них обладает некоторыми общими чертами строения, характерными для определенных групп месторождений. Это обстоятельство дает возможность учитывать особенности строения залежи и условий залегания нефти в процессах их разработки и эксплуатации.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта - температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи - находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи.

С вскрытием пласта и началом его эксплуатации эти установившиеся условия нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Закономерности движения нефти, газа и воды и изменения всех их параметров зависят не только от условий эксплуатации и разработки залежи, но и от начальных условий пласта. Поэтому изучение особенности строения залежи и условий первоначального залегания нефти, газа и воды чрезвычайно важно для разработки.

Нефть и газ располагаются в залежи обычно соответственно плотностям - в верхней части ловушки залегает газ, ниже располагается нефть и еще ниже вода. В газовой залежи, не содержащей нефти, газ залегает непосредственно над водой.

Весьма сложное строение переходных зон от воды к нефти и от нефти или воды к газу. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100% в водоносной части до величины содержания «связанной» воды в повышенных частях залежи. Мощность переходной зоны может достигать 3-5 м и больше.

Коллекторы нефти и газа меняются по минеральному составу и другим физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников и пропластки песка иногда без каких-либо закономерностей переходят в глинистые породы.

В связи с изменением свойств пород по залежи в различных ее частях не одинакова также и нефте -, водо- и газонасыщенность пород. Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, величина которого растет с глубиной залежи.

Градиент давления, т. е. прирост давления на 1 ж глубины, колеблется в значительных пределах - от 6 до 15 кн/м 2 , а в среднем приближенно принимается равным 10 кн/м 2 . Давление, под которым находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято называть пластовым давлением.

В газовой залежи оно одинаково по всей площади или же изменяется незначительно. В связи с большей плотностью нефти и воды по сравнению с газом в нефтяном месторождении при значительных углах падения пластов давление в различных частях залежи не одинаково - в сводовых частях оно меньше, в крыльевых больше. По мере извлечения нефти и газа давление в залежах обычно падает, что сказывается на состоянии их содержимого.

Так же как и давление, по мере углубления в недра земли возрастает температура. Глубина в метрах, необходимая для повышения температуры на 1 град, называется геотермической ступенью.

Средняя для всех слоев земли величина геотермической ступени составляет примерно 33 м/град. Однако эта величина резко колеблется в различных частях земного шара и даже по вертикали в одних и тех же месторождениях. Следовательно, пластовая температура в различных залежах различна (табл. 1).

Таблица 1

Давление и температура в некоторых скважинах

Естественно, что столь большие давления и температуры существенно влияют на свойства, а иногда и на качественное состояние пластовых жидкостей и газов. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Такие месторождения называются газоконденсатными.

Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверхности. Величина горного давления, обусловливаемого весом вышележащих пород, на глубинах 2000-3000 м достигает 40-65 кн!м 2 . Для промысловой практики очень важно знать эти свойства, так как горные породы, слагающие пласт, представляют резервуар нефти и газа и служат путями движения их к забоям скважин при эксплуатации месторождения.

2. СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ

При решении конкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач - изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

При отнесении породы к коллекторам или неколлекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в ее поровом пространстве. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Выше ВНК (ГВК) коллектор нефтенасыщен (газонасыщен), ниже - водонасыщен. Порода-коллектор водонасыщена за внешним контуром нефтеносности, нефтенасыщена во внутреннем контуре нефтеносности, газонасыщена во внутреннем контуре газоносности.

Как показывает практика, не все породы-коллекторы, содержащие физически подвижную нефть, отдают ее при существующих в наше время технологии и системах разработки. В связи с этим коллекторы делят на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и не отдающие нефть или газ при современных системах разработки.

Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустого пространства (или пустотности), которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. В соответствии со сказанным емкостные свойства коллекторов нефти или газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную, открытую пористость и пористость скелета породы. Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом и поверхностью образца, пористость которого определяется. Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется открытой. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы. Его можно выразить также в процентах от объема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов, которые в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих горную породу частиц и степенью их сцементированности. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные - диаметром 2 - 0, 5 мм; 2) капиллярные - 0, 5 - 0, 0002 мм (до 0, 2 мкм); 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм (менее 0,2 мкм).

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них пустот, которые по некоторым физическим особенностям относятся к типу каверн. Общепринятых представлений об отличительных особенностях пор и каверн в настоящее время еще нет. Некоторые считают, что к кавернам следует относить пустоты, которые в трех взаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры больше 2 мм.

Если порода относится к чисто каверному типу, то метод исчисления коэффициента полной и открытой кавернозности аналогичен методу определения коэффициентов пористости.

Для определения пустотности кавернозно-пористой породы необходимо определить суммарную и раздельную емкость пор и каверн. Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, т.е. практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Понятие раскрытости в некоторой степени условное. Существование трещин в породах на больших глубинах в условиях горного давления возможно лишь при наличии многочисленных контактов между их стенками. Площадь контактов по сравнению с площадью стенок трещин мала, и поэтому контакты существенно не влияют на емкостные и фильтрационные свойства трещин. На этом основании и введено понятие раскрытости трещин.

Емкость коллектора трещинного типа обусловливается емкостью пустот всех трех видов:

1)емкость пор пород, коэффициент пористости которых обычно составляет 2-10% (трещиноватости, как правило, подвержены плотные и, следовательно, низкопористые породы);

2)емкостью каверн и микрокарстовых пустот. Наибольшая емкость этих пустот характерна для отличающихся повышенной растворимостью карбонатовых пород, в которых она составляет значительную часть (13 - 15%) емкости пустотного пространства;

3)емкостью самих трещин (трещинной емкостью). Пустоты этого вида составляют десятые доли процента от объема трещиноватой породы. Чаще всего трещины играют роль путей фильтрации жидкости или газа, связывающих воедино поровое пространство блоков и каверн.

При образовании залежей нефть и газ вследствие меньшей плотности мигрировали в повышенные части пласта, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты наряду с УВ содержат и некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов.

Начальное распределение нефти, газа и остаточной воды в пустотном пространстве коллектора влияет на процессы движения нефти через коллектор и вытесняя ее водой. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества (твердой фазы) нефтяного коллектора. В частности, поверхность минеральных зерен (или пустот, что одно и то же) характеризуется значительной неоднородностью по смачиваемости.

Проницаемость - это фильтрационное свойство коллектора, характеризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрация жидкостей, газов или их смесей. В последнем случае проницаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа или воды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, а также любой части указанных геологических тел в пределах залежи, месторождения, группы месторождений, нефтеносного пласта и т.п.

Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя из степени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленного освоения. Отнесение запасов к той или иной категории производится в соответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта.

Категории - запасов наиболее общий интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежей или ее части к разработке. В связи с этим отнесение запасов к той или иной категории требует конкретной объективной оценки условий, в которых находится залежь, с точки зрения количества и качества полученной по ней информации.

При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2. Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются "Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов".

Результаты оценки точности подсчета запасов позволяют: 1) дать объективную оценку состояния геологической изученности залежи; 2) получить дополнительные данные для количественной характеристики запасов; 3) выявить и устранить систематические погрешности при обосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повысить достоверность результатов подсчета запасов; 4) обосновать бурение скважин и проведение исследований, необходимых для доразведки залежи с целью точности подсчета запасов; 5) более правильно и полно определить задачи геологических исследований, проводимых в процессе разработки.

Согласно действующей классификации, запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

3. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Формирование коллекторов нефти и газа в осадочных и вулканогенных породах определяется теми геологическими и геохимическими процессами, которые формируют или преобразуют структуру и минеральную часть пород, создавая емкостное пространство. До недавнего времени основными геологическими факторами, обеспечивающими высокие коллекторские свойства пород, считались благоприятные палеогеографические условия, при которых могли формироваться песчаные тела и рыхлые карбонатные массивы (рифы), а прогнозирование коллекторов осуществлялось с помощью палеогеографических реконструкций.

В связи с увеличением глубины бурения при поисково-разведочных работах, помимо фациального анализа, широкую популярность получил катагенетический подход к познанию изменчивости физических свойств пород. Тенденция изменения коллекторских свойств пород по мере увеличения глубины залегания рассматривается обычно как процесс, связанный с погружением осадочных толщ, их уплотнением и преобразованием. Однако накопленный к настоящему времени большой фактический материал по пространственной изменчивости коллекторов в различных нефтегазоносных районах свидетельствует о том, что ни фациальный анализ продуктивных толщ, ни региональная катагенетическая зональность не могут достаточно полно объяснить существующую неравномерность емкостных свойств пород. Более убедительные результаты, в частности при объяснении неоднородности фильтрационных свойств, получены при привлечении данных о трещиноватости горных пород, которые, однако, не дают четкого представления о емкости резервуара, хотя определяющая роль трещиноватости в фильтрации флюидов в любых скальных породах не вызывает сомнения.

Для понимания процесса формирования полезной емкости коллекторов рассмотрим некоторые факты, полученные за последние годы при изучении различных типов коллекторов нефти и газа.

Многими работами последних лет достаточно убедительно показано, что основная полезная емкость коллекторов (терригенных и карбонатных) представляет собой поры, каверны и системы трещин вторичного эпигенетического происхождения. Определяющая роль вторичной пористости гранулярных коллекторов впервые установлена на примере продуктивных песчаников нижнего карбона Волго-Уральского региона. Здесь прогнозировалась возможность обнаружения вторично-поровых коллекторов на большой глубине. Этот прогноз подтвердился и в других нефтегазоносных районах.

Так, в Днепровско-Донецкой впадине на глубине 4-6 км залежи нефти, газа и конденсата в нижнекаменноугольных отложениях встречены в песчаниках, основная емкость которых представляет собой вторичные поры и каверны, образованные в результате растворения цемента и коррозии обломочных зерен. Аналогичные явления были обнаружены на ряде газоконденсатных месторождений Восточно-Кубанской впадины, приуроченных к мезозойским песчаникам, залегающим в условиях температур до 170 °С, в песчаниках докембрия Башкирии и в других районах.

На глубине 1000-1200 м комплекс аутигенных минералов (кварц, пирит, анкерит, кальцит, барит, ангидрит, кварц-II, гипс), образующихся перед заполнением пласта нефтью, на большей глубине дополнился такими минералами, как каолинит, диккит, группой железистых карбонатов, более разнообразным комплексом сульфидов, углеродистыми минералами группы керита и антраксолита. Причем многими исследователями отмечаются более локальное развитие такого типа коллекторов и их приуроченность к разрывным нарушениям.

Среди аутигенных минералов вторично-поровых коллекторов Днепровско-Донецкой впадины особое внимание обращает на себя диккит, который широко развит и встречен в парагенезисе с анкеритом, баритом, сульфидами свинца, цинка, железа, ртути и углеродистыми веществами. Этот парагенезис типичен для многих месторождений и рудопроявлений ртути, встречающихся в приштоковых зонах соляных куполов центральной и восточной частей Днепровско-Донецкой впадины и месторождений Донбасса (Никитовское, Дружковско-Константиновское и др.). По данным, эта ассоциация минералов характерна для ртутных месторождений телетермального типа киноварно-диккитовой рудной формации, локализующихся в породах алюмосиликатного состава. В пределах Донбасса и Днепровско-Донецкой впадины месторождения этого типа контролируются зонами глубинных разломов и встречаются чаще всего в участках их пересечений.

Более ярко эпигенетический характер формирования вторичных пористости и каверн наблюдается в карбонатных коллекторах нефти. Впервые вторичное происхождение пустот в карбонатных коллекторах вне связи с поверхностными процессами установлено на примере месторождений Волго-Уральского региона. Ею было показано, что внедрение нефти в карбонатную толщу сопровождается не только образованием пустот (каверны, вторичные поры, трещины), которые она насыщает, но и вторичным преобразованием пород - перекристаллизацией кальцита, доломитизацией, ангидритизацией и заполнением трещин карбонатами и сульфатами. Впервые было обращено внимание на то, что процессы, связанные с сокращением порового пространства, характерны для периферийных фрагментов залежи и участков, располагающихся за ее пределами. Явления выщелачивания и вторичных преобразований объясняется действием агрессивных флюидов, сопровождавших нефть. Отмечались также заполненные нефтью трещины, которые, по ее мнению, возникают в результате гидроразрыва при внедрении нефтефлюидов.

Независимо от этих исследований и практически одновременно к таким же выводам пришли геологи-рудники, изучающие процессы миграции рудообразующих флюидных систем. При рассмотрении механизма образования рудных скоплений в ходе гидротермального процесса были выявлены убедительные доказательства образования вторичных пустот в породах при воздействии на них собственно флюидов. Различают два вида таких емкостей. Один из них образуется механическим путем при разрывах напорными флюидами, другой развивается физико-химическим путем - в процессах выщелачивания и замещения. Оба вида пустот хорошо известны в карбонатных коллекторах нефти.

Ярким примером приуроченности залежей нефти к вторичной емкости в карбонатных коллекторах могут служить месторождения Припятской впадины. Все выявленные здесь залежи контролируются зонами субширотных разломов. Тектонически экранированные залежи локализуются в карбонатных породах, которые наряду с солью и эффузивами составляют основную часть продуктивного разреза верхнего девона.

Во многих работах, описывающих структуры порового пространства коллекторов в Припятской впадине, показано, что основной емкостью нефти являются вторичные поры и каверны выщелачивания, которые соединены трещинами в единую систему. Преобладающие нефтеносные породы - доломитизированные известняки и метасоматические доломиты с реликтовой органогенной структурой. Для всех изученных месторождений характерны процессы вторичной ангидритизации по трещинам и порам, а также фрагментарное и зональное замещение ангидритом первичной минеральной матрицы карбонатных пород. В трещинах и порах выявлен большой комплекс эпигенетических минералов, представленных сульфидами (пирит, марказит, халькопирит, галенит, арсенопирит, клейофан). Отмечаются также флюорит, барит, анатаз, магнетит, кальцит, кварц и др. Здесь установлено, что породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к разрывным нарушениям - зонам повышенной проницаемости. Приводятся материалы, доказывающие, что растворяющая способность внедрившихся флюидов была настолько значительной, что обусловила образование метасоматических брекчий и сокращение мощности стратиграфических подразделений вблизи этих зон разломов, которые служат основными проводниками растворов.

Пример карбонатного коллектора, емкостные возможности которого определило воздействие внедряющихся глубинных флюидов, - Тенгизское месторождение в Казахстане. Здесь агрессивные газы, в составе которых на сероводород и углекислоту приходится иногда более 20 %, способствуют растворению карбонатов каменноугольного и нижнепермского комплексов и даже требуют специального оборудования для проведения буровых работ. Массив контролируется разломами, а проницаемость разрывных нарушений до поверхности подтверждается геохимической съемкой. Воды четвертичных отложений над месторождением характеризуются высоким содержанием гелия. При повторных геохимических наблюдениях над месторождением обнаруживаются временные вариации содержаний углеводородов и гелия на площадях аномалий, свидетельствующие о том, что месторождение "дышит", т.е. разгрузка глубинных флюидов происходит и в настоящее время. Многими исследователями в керне скважин над залежью отмечены процессы вторичной ангидритизации и окварцевания, а в верхней части залежи, высота которой более 1200 м, обилие твердых углеродистых минералов (кериты, антраксолиты) и сульфидов, а также повышенная радиоактивность. Последняя проявляется и в четвертичных отложениях в зоне наиболее проницаемых разрывных нарушений. Все эти явления указывают на то, что закарстованность коллекторов связана не столько с их фациальными особенностями (рифовый массив), сколько с современным гидротермальным процессом.

Аналогичное гидротермальное карстообразование при формировании коллекторов наблюдается и на Оренбургском месторождении. По данным, развитие закарстованных зон контролируется разломами. Ассоциации аутигенных минералов свидетельствуют о наложенных гидротермальных процессах.

О том, что рассолы и газы, сопровождающие нефтяные месторождения, во многом сходны с гидротермальными рудоносными растворами глубинной природы, высказывалось многими исследователями. В пределах нефтегазоносных территорий следы гидротермальной деятельности встречаются повсеместно.

Например, в Днепровско-Донецкой впадине результаты гидротермальной деятельности установлены на 22 соляно-купольных структурах, располагающихся в зонах глубинных разломов и местах их пересечений. Здесь зафиксированы проявления полиметаллов, меди, ртути, золота, редкоземельных элементов, флюорита, магнетита и др. Породы в приштоковых зонах носят типичные черты околорудных изменений. Развитие этой минерализации связывается с периодами тектономагматической активизации Днепровско-Донецкой впадины и сопредельных структур в мезозойское и кайнозойское время.

Разгрузка глубинных флюидов до уровня приповерхностных вод в настоящее время подтверждается гелиевой съемкой, позволяющей установить проницаемость глубинных разломов. К некоторым из этих зон приурочены месторождения газа с повышенным содержанием паров ртути.

На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин показало, что химизм, изменчивость и газовый состав нефтяных вод, а также взаимодействие их с вмещающими породами свидетельствуют об интенсивной гидротермальной деятельности.

Гидротермальная природа явлений, связанных с формированием вторично-поровых коллекторов и самих залежей углеводородов, их приуроченность к разломам позволяют понять многие факты, которые трудно объяснить с других позиций. Так, в свете изложенного материала представляется естественным залегание нефти в серпентинитах месторождений Кубы; залежи нефти в эоценовых андезито-базальтовых туфах Грузии, являющихся хорошими коллекторами в местах их проработки гидротермальными растворами с развитием зон хлоритизации и цеолитизации и образованием вторичных пустот, которые вместе с трещиноватостью обеспечивают высокие притоки нефти в скважинах (Самгори, Ниноцминда и другие месторождения); продуктивность кремнисто-глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири в зонах внедрения высоконапорных кислых флюидов, гидротермальная природа которых недавно подтверждена химико-минералогическими исследованиями.

Особенно интересны коллекторы, формирующиеся в кристаллических породах фундамента древних платформ. В настоящее время известно уже много фактов нефтегазоносности фундамента в разных нефтегазоносных районах. На наш взгляд, важно то, что зоны дезинтеграции кристаллических пород, приуроченные к разломам, представляют собой участки интенсивной гидротермальной проработки пород и изменений их вещественного состава с образованием дополнительной емкости, которая наряду с трещинами создает коллекторы для скопления воды, нефти и газа. Особенно четко это установлено на Татарском своде в глубоких скважинах, вскрывших фундамент на 2-3 км от его поверхности. По данным на глубоких горизонтах фундамента (тектонических швах) проявляются наложенные гидротермальные преобразования кристаллических пород. Последние характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Установлены и сами флюиды - рассолы, насыщенные газами разного состава, в том числе и углеводородами.

Если до недавнего времени считалось, что залежи нефти в фундаменте могут быть встречены лишь в верхней его части, в зоне дезинтеграции кристаллических массивов - коре выветривания, сформированной в допалеозойское время, то глубокое бурение фундамента на Татарском своде, а также результаты по сверхглубокой Кольской скважине и глубокого бурения за рубежом показали, что зоны дезинтеграции и гидротермальной проработки пород создают вторичную порово-трещинную емкость на различных гипсометрических уровнях и могут представлять интерес как объект поисков залежей углеводородов.

Пример таких коллекторов в породах кристаллического фундамента детально изучен на месторождении Белый Тигр на шельфе Вьетнама. Здесь получены промышленные притоки нефти из пород фундамента, трактовавшегося как кора выветривания. При минералого-петрографическом изучении пород выявились четкая зональность вторичных преобразований гранитов, зоны каолинизации, цеолитизации с образованием вторичных пустот. Установлены рудные минералы - самородное серебро, цинковая медь, а также барит, пирит, новообразованный кварц и альбит, что указывает на привнес рудных и других элементов глубинными флюидами. Интересно, что присутствие самородных рудных элементов характерно для гидротермальных систем, богатых углеводородами.

Однако в настоящее время масштабы гидротермальной деятельности еще недооцениваются в полной мере. Сравнительно недавно мощные гидротермальные процессы были обнаружены на дне океанов в зонах разломов и срединно-океанических хребтах, что привело к существенному пересмотру многих представлений об океаническом осадконакоплении, образовании рудных концентраций на дне океанов, тепловом режиме вод, глубинном источнике солей. На континентах деятельность современных гидротерм не менее активна, а разгрузка глубинных флюидов происходит не в водную массу, как в океанах, а в толщи осадочных пород по наиболее проницаемым участкам глубинных разломов, нередко достигая поверхности. Разгрузка глубинных флюидов определяет повышенный геотермический режим нефтегазоносных территорий, привнес большого числа глубинных элементов, создавая концентрации руд (полиметаллов, урана, ванадия, никеля и многих других несвойственных осадочным толщам элементов в нефтях, битумах, углях).

Углеводородные соединения, так же как углекислый газ, азот, сероводород, фтористый водород, вода и растворенные в ней соли, представляются единой флюидной системой, разгружающейся из глубинных сфер Земли по проницаемым системам зон разломов и отражающей процессы развития глубинных слоев Земли, дегазацию ее недр, перераспределение элементов. Эти процессы определяют формирование многих полезных ископаемых.

Понимание гидротермальной природы пластовых флюидов нефтегазоносных территорий имеет большое значение для совершенствования поисково-разведочных работ на нефть и газ. Важным становится изучение глубинных разломов, вулканизма, сейсмичности, геотермического режима, современной динамики разрывных нарушений и зон разгрузки флюидов. Это связано с применением новых геофизических и геохимических методов, пересмотром методических подходов в сейсмических, гравиметрических, магнитометрических и электроразведочных исследованиях.

4. СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Условия залегания нефти и газа в пласте и физические свойства пластовых жидкостей являются важными исходными данными, которые используют и учитывают при разработке и эксплуатации залежи. Основные физические свойства пород и жидкостей, характеризующие нефтяную или газовую залежь, которые необходимо знать для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений, следующие:

1) гранулометрический состав пород;

2) пористость пласта;

3) проницаемость пород коллектора;

4) удельная поверхность пород пласта;

5) карбонатность пород;

6) механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей;

7) насыщенность пород газом, нефтью и водой;

8) физические и физико-химические свойства нефти, воды и газа (вязкость, плотность, растворимость газа в нефти и в воде, поверхностные свойства нефти и воды).

Рассмотрим вначале основные свойства горных пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения.

1) Гранулометрический (механический) состав пород

Пласты, сложенные песками, состоят из зерен неправильной формы и самых разнообразных размеров. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом.

Исследования показывают, что гранулометрический состав - важная характеристика, от него зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи, и поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород должен быть гранулометрический анализ их.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частиц до галечника и валунов. Однако исследования показывают, что гранулометрический состав большинства нефтесодержащих пород определяется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм .

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм (0,001 мм ). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности составом коллоидно-дисперсных минералов определяются процессы поглощения катионов (и анионов).

От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде. Коллоидно-дисперсные минералы имеют большое значение для решения практических вопросов нефтяной геологии.

Предполагается также, что коллоидно-дисперсные минералы могут быть использованы в качестве геологических термометров. Например, монтмориллонит при нормальном давлении разрушается при температуре выше 725°С, а галлуазит при 50°С. Следовательно, можно предполагать, что глины, содержащие галлуазит, образовались при температурах ниже 50°С.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105, 0,149, 0,210, 0,227, 0,42, 0,59, 0,84, 1,69 и 3,36 мм . Существуют и другие разнообразные системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г ) ведут просеивание в течение 15 мин. После этого взвешивают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты ситового анализа записывают в таблицу.

Методы седиментационного разделения частиц по фракциям основаны на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости.

По формуле Стокса скорость падения в жидкости частиц сферической формы равна

где d - диаметр частиц в м; u - скорость осаждения частиц в м/сек; r ж - плотность жидкости в кг /м 3 ; r п - плотность вещества частицы в кг/м 3 ; g - ускорение силы тяжести в м/сек 2 ; n- кинематическая вязкость в м 2 /сек.

Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы не было влияния концентрации частиц на скорость их падения в дисперсной среде, содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать по весу 1 % .

Приложение формулы Стокса для седиментационного анализа рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшей сито с наименьшими отверстиями, отбирают навеску в 10 г и перемешивают ее в воде в цилиндре емкостью 1 л , помещенном в баню (рис. 1). В цилиндр вставляется пипетка (2) с глубиной спуска ее кончика около h= 30 см.

Допустим, что необходимо определить в песке количества частиц, меньших d 1 . Для этого при помощи формулы (1.1) вычисляют время t 1 падения частиц размером d 1 до глубины спуска пипетки h. Очевидно, что при отборе пипеткой пробы с глубины h через время t 1 в пипетку войдут только те частицы, диаметр которых меньше d 1 , так как ко времени t 1 после начала осаждения частиц все более крупные зерна будут ниже кончика пипетки. Далее, высушив содержимое пипетки, определяют количество всех частиц, имеющих диаметр меньше или больше, чем d 1 , находившихся в суспензии, что легко сделать, так как масса всей навески, объем пипетки, вес сухого остатка в ней и объем жидкости в цилиндре известны. Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют в анализируемой пробе содержание более мелких фракций.

Существует большое разнообразие методов седиментационного анализа. Наибольшее распространение в лабораториях по исследованию грунтов получили методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучивании током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который создают ток воды, направленный снизу вверх. Регулируя скорость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, величина которого также может быть определена при помощи формулы Стокса.

При отмучивании сливанием жидкости частицы разного размера разделяют путем слива после определенного времени отстаивания верхней части столба суспензии с мелкими частицами, не успевшими осесть на дно сосуда.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа - взвешивание осадка. Хорошо перемешанную суспензию вливают в цилиндрический сосуд, в который опускают тонкий стеклянный диск, подвешенный на плечо седиментометрических весов Н. А. Фигуровского. Выпадающие частицы суспензии отлагаются на стеклянном диске. По мере отложения осадка равновесие весов нарушается и для восстановления его требуется дополнительная нагрузка. Регистрируя время и нагрузки, получают данные, которые затем обрабатывают и приводят в обычный для анализа вид: результаты анализа механического состава пород изображаются в виде таблиц или графиков суммарного состава и распределения зерен породы по размерам (рис. 2 и 3). Для построения первого графика по оси ординат откладывают массовые концентрации в процентах, а по оси абсцисс - диаметр d 1 или логарифм диаметра частиц l g d .

При построении второго графика по оси абсцисс откладывают диаметры А частиц, а по оси ординат - массовые концентрации в процентах каждой фракции в исследуемой породе.

Отношением принято характеризовать степень неоднородности песка,

где d 60 - диаметр частиц, при котором сумма масс фракций, начиная от нуля и кончая этим диаметром, составляет 60% от массы всех фракций (точка 2, рис. 2), а d 10 - аналогичная величина для 10% точки кривой суммарного гранулометрического состава (точка 5, рис. 2). По диаметру, соответствующему точке 1, подбирают отверстия фильтров нефтяных скважин.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.

2) Методы выделения и разделения глинистых фракций

Коллоидно-дисперсные минералы, сложенные частицами весьма малых размеров и образующие тесные смеси с другими минералами, требуют особых методов выделения и разделения.

Вначале для удаления карбонатов, метающих выделению тонких фракций, породу обрабатывают соляной кислотой. Установлено, что при этом основная часть коллоидно-дисперсных минералов (силикаты, алюмосиликаты и др.) не разрушается.

Для выделения коллоидно-дисперсных минералов, кроме отмучивания, применяют центрифуги, при помощи которых можно выделить частицы вплоть до 0,01 мкм (микрона). Методом седиментации столь малые частицы выделить затруднительно - они испытывают механическое воздействие воды, так как вследствие влияния броуновского движения больше становится траектория падения частиц. В этих условиях для расчета скорости падения частиц формула Стокса не применима. В центрифугах же броуновское движение подавляется вектором центробежной составляющей силы, и оно не скапывается на фракционировке анализируемых частиц.

Важной константой, которая используется при разделении и определении минералов, служит их плотность. Несмотря на то, что осадочные образования имеют сложный минералогический состав, приближенным методом определения плотности путем применения набора так называемых «тяжелых жидкостей» удается выделить некоторые группы минералов. Метод основан на подборе жидкостей определенных плотностей, при помощи которых выделяются минералы с плотностью, меньшей или большей плотности жидкости.

3) Определение карбонатности коллекторов

Важное значение для промысловой практики имеет карбонатность пород, т. е. содержание в них солей угольной кислоты - известняка СаСО 3 , доломита СаС0 3 МgС0 3 , сидерита FеСО 3 и т. д.

Карбонатность нефтяных коллекторов колеблется в широких пределах. Некоторые породы содержат карбонаты в небольшом количестве в виде цементирующего вещества, а другие почти целиком сложены карбонатами.

Определение карбонатности пород основано на химическом разложении содержащихся в них карбонатов и на учете количества выделившегося углекислого газа объемным или весовым способом.

В лабораториях физики пласта получил распространение объемный газометрический способ измерения карбонатности пород. Выделившийся в специальном приборе вследствие взаимодействия карбонатов с соляной кислотой углекислый газ улавливается в измерительном устройстве.

Подсчет величины карбонатности ведется по отношению к СаС0 3 , так как известняк составляет основную часть карбонатов породы. По объему выделившегося С0 2 массовую концентрацию в процентах карбонатов в породе определяют по формуле

где k а - содержание СаСО 3 в породе в процентах; V - объем выделившегося СО 2 в м 3 ; а - масса исследуемого образца породы в кг; r - плотность СО 2 в кг/м 3 при температуре опыта (берется из таблиц).

Подобные анализы используются для установления целесообразности солянокислотных обработок забоев скважин с целью увеличения пропускной способности пород. Содержание карбонатов может также быть дополнительным фактором при корреляции пластов.

4) Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости т п называется отношение суммарного объема пор V пор в образце породы к видимому его объему V обр:

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным порам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д.

Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов: гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор (рис. 4).

В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные - размеры больше 0,5 мм ;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм)

3) субкапиллярные - меньше 0,2 мкм (0,0002 мм ).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. Иногда движение по ним возможно только при преодолении капиллярных сил, противодействующих движению.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти - те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью для характеристики нефтесодержащих пород вводят еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора. Коэффициентом открытой пористости т о принято называть отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца. Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через П СТ и определяется как разность открытой пористости и объема остаточной воды.

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, и свойств жидкостей и поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах. Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы и капиллярно удержанная жидкость. Динамическая полезная емкость коллектора П ДИН характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

5) Пористость фиктивного грунта

Фиктивным принято называть воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера.

Пористость такого идеализированного грунта целесообразно рассмотреть потому, что закономерности изменения ее легко могут быть получены аналитическим путем и, кроме того, некоторые зависимости величины пористости фиктивных грунтов действительны также и для хорошо отсортированных однородных естественных песков.

Из рис. 5 можно видеть, что каждый элемент фиктивного грунта, сложенный восемью шарообразными частицами, может иметь плотную (рис. 5, б) и свободную (рис. 5, а) укладку. При этом угол, α ромба, образованного линиями, соединяющими центры шаров, изменяется от 60 до 90°.

Из простых геометрических соображений вытекает, что пористость фиктивного грунта в зависимости от угла α будет равна

(1.4)

где т - коэффициент пористости в долях единицы; α - угол пересечения линий, соединяющих центры шаров.

Как следует из формулы (1.4), пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра частиц, а зависит лишь от плотности укладки, т. е. от взаимного расположения шаров, определяемого величиной угла а.

Подставляя в формулу (1. 4) крайние значения угла а, которые он принимает при наиболее плотной и свободной укладке, получим пределы изменения пористости фиктивного грунта:

т = 0,259 при α == 60°;

т = 0,477 при α= 90°.

Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта.

В природных условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости пород нефтесодержащих пластов.

6) Пористость естественных пород

На величину пористости нефте- и газосодержащих пород, кроме расположения зерен, влияет много факторов: размер и форма частиц, неоднородность их размера, процессы цементации, растворения и переотложения солей, процессы разрушения минералов и др.

Замечено, что по мере уменьшения величины зерен пористость возрастает. Это связано с возрастанием неправильности форм частиц при уменьшении их величины. Зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости.

Чем больше неоднороден песок по размерам своих частиц, тем меньше обычно и пористость, так как мелкие зерна забивают поры песка, образованные крупными частицами (рис. 4, Б).

Вследствие влияния на пористость большого числа факторов величина ее изменяется в широких пределах (табл. 2).

Таблица 2

Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород

Широкие пределы изменения пористости одноименных пород объясняются различными геологическими условиями их отложения и разнообразием свойств частиц. Наблюдается тесная связь между пористостью и ее изменением по пласту с палеогеографическими условиями отложения пород. Наиболее равномерной и весьма большой пористостью обладают морские песчаные отложения. Прибрежные же осадки обычно меняют свои коллекторские свойства в значительных пределах и по вертикали и по горизонтали.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под действием веса вышележащих пород.

Карбонатные породы образовались в основном из химических и биохимических осадков. Поэтому считают, что они чаще всего обладают вторичной пористостью, связанной с развитием трещиноватости и с явлениями растворения и доломитизации, сопровождающимися сокращением объема пород.

При доломитизации пористость часто имеет равномерный характер в противоположность трещиноватой пористости, которая бывает, развита неравномерно в соответствии с условиями ее возникновения.

Изменение коллекторских свойств пород в залежи, в том числе и пористости, иногда бывает связано с наличием нефти и газа. И водоносной части вследствие отложения в порах карбонатов и других веществ коллекторские свойства пород обычно ухудшаются. И пределах залежи эти явления не происходят, и здесь может сохраняться повышенная пористость.

Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно следующая (в %).

Пески…………………….…… 20-25

Песчаники…........…………….. 10-30

Карбонатные коллекторы..……10-25

В последнее время открыт ряд месторождений в карбонатных коллекторах, поровое пространство которых состоит в основном из трещин. Пористость (коэффициент трещиноватости) таких пластов оценивается долями и единицами процентов. Однако из них получены большие промышленные притоки нефти.

В связи с неравномерной пористостью пород при гидродинамических расчетах для определения запасов нефти приходится вычислять средние величины пористости.

Если установлено, что пласт состоит из п пропластков, имеющих мощности Н1, Н2,..., Н n с пористостью пород

m 1, m 2 ,..., m n , то средний коэффициент пористости пласта в районе скважины будет равен

Если на пласт пробурено п скважин, площадь дренирования которых F 1 , F 2 ,..., F п , а мощности пласта Н 1 , Н 2 ,..., Н n и средние величины пористости пород в разрезе скважин m 1 " , m 2 ",..., m n ", то среднюю пористость пород вычисляют по формуле

(1.6)

Объем породы может быть также определен по размерам образца. Для этого керну придают правильную геометрическую форму. Объем же зерен, необходимый для определения объема пор, может быть найден приблизительно по средней плотности минералов. Для кварца, например, ρ= 2650 кг/м 3 .

Имеется множество других методов определения объемов образца, пор и частиц, слагающих породу, детальное описание которых приводится в соответствующих руководствах .

Считается, что метод И. А. Преображенского может быть также использован для приближенной оценки динамической полезной емкости коллектора. При этом свежие образцы, не отмытые от нефти, предварительно продуваются воздухом или азотом при перепаде давления в 2-3 ат (~0,2-0,3 Мн/м 2) в течение 2-3 мин, а затем оценку объема пор, не занятого жидкостями, ведут методом Преображенского обычным образом. Предполагается, что при продувке образца освобождается от жидкости только та часть пор, через которую фильтруются жидкости.

Следует отметить, что достаточно обоснованные методы определения динамической полезной емкости коллектора еще не разработаны.

7) Проницаемость горных пород

Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.) из-за малых размеров пор в этих породах.

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство осадочных пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным подавляющая часть пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей - совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

Для характеристики только физических свойств пород используется ее абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости), химически инертной по отношению к породе. Для этой цели обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на величину ее проницаемости оказывают влияние физико-химические свойства жидкостей.

Эффективной или фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(1.8)

где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; υ - скорость линейной фильтрации; μ, - динамическая вязкость жидкости; F - площадь фильтрации; Δр - перепад давления; L - длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать сквозь себя жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют коэффициентом проницаемости:

При измерении проницаемости пород газом в формулу (1. 9) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

где - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце.

Необходимость использования среднего расхода газа при определении проницаемости по газу объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

При малых длинах испытуемых образцов среднее давление по длине керна может быть принято

где р 1 и р 2 - соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически, и используя закон Бойля-Мариотта, получим

где Q 0 - расход газа при атмосферном давлении р 0 .

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

(1.10 ’’)

Единицы измерения проницаемости

В Международной системе единиц величины, входящиев формулу проницаемости, имеют размерности

[ L ] = м; [ F ] = м 2 ; [ Q ] = м 3 /сек; [р] - н/м 2 ; [μ] = н сек/м 2 .

При L = 1 м; F = 1 м 2 , Q = 1 м 3 /сек, р = 1 н/м 2 и μ = н сек/м 2 получим значение коэффициента проницаемости k = 1 м 2 .

Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.9), получим

(1.11)

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м 2 расход жидкости вязкостью 1 н сек/м 2 составляет 1 м 3 /сек.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей д а р с и , которая приблизительно в 10 12 раз меньше, чем проницаемость в 1 м 2 .

За единицу проницаемости в 1 дарси (1 д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см 2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см 3 /сек. Величина, равная 0,001 д, называется миллидарси (мд). Учитывая, что 1 кГ/см 2 = ~10 5 н/м 2 , 1 см 3 = 10 -6м 3 , 1 см 2 = 10 -4 м2 , 1 спз = 10 -3 н сек/м 2 , из (1. 12) получим следующее соотношение:

(1.12)

Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2-3 д и редко бывает выше.

Как уже отмечалось, формула (1. 8) соответствует закону Дарси при линейном потоке. Иногда возникает необходимость определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. При этом образец породы подготовляют к опыту в виде цилиндрического кольца с осевым отверстием - «скважиной», а фильтрация жидкости или газа происходит в радиальном направлении от наружной поверхности образца к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по формулам:

при фильтрации жидкости

при фильтрации газа

(1.13)

где Q ж - расход жидкости или газа (при атмосферном давлении) в м э /сек; Q Г , Q Г - расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце в м 3 /сек; μ ж и μ г - вязкость жидкости и газа в н·сек/м 2 ; р н и р в - давление у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца в н/м 2 ; r н и r в - наружный и внутренний радиусы кольца в м; h - высота цилиндра в м ; k р - проницаемость в м 2 .

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две и три фазы одновременно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности (двухфазный поток) аналогична и для относительной проницаемости при движении нефти и воды (рис. 6).

Только левая кривая будет соответствовать изменению относительной проницаемости песков для нефти в зависимости от водонасыщенности пористой среды, а правая - для воды. Подобный же характер имеют кривые относительной проницаемости песков для нефти и газа. Рассматривая эти графики, можно сделать ряд выводов, которые необходимо учитывать при эксплуатации нефтяных месторождений. Так, например, если вода занимает несколько более 20% объема пор, то проницаемость породы для нефти резко снижается, в то время как движение воды в породе почти не наблюдается. При малой водонасыщенности породы водой почти вся она размещается на поверхности зерен, в тонких порах и в углах контакта между частицами. В таком состоянии вода прочно удерживается молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Поэтому при градиентах давлений большинства природных пластов вода при небольшой водонасыщенности остается неподвижной. Однако сечение проходных каналов сокращается, что ведет к уменьшению эффективной проницаемости породы для нефти. При увеличении содержания воды проницаемость для нефти падает и при водонасыщенности, равной около 80%, движение нефти прекращается.Из этого следует, что нужно беречь нефтяные пласты от преждевременного обводнения и прорыва вод к забоям нефтяных скважин.

При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти (рис. 6). Следовательно, в процессе эксплуатации нефтяных месторождений нежелательно выделение из нефти значительных количеств газа, так как это приводит к ухудшению условий фильтрации нефти к скважинам.

При изменении состава горных пород характер кривых относительных проницаемостей не меняется. Они лишь смещаются в соответствии с их свойствами в ту или иную сторону (рис. 7).

Изменение физико-химических свойств жидкостей и пористой среды отражается на движении нефти, воды и газа. В связи с этим при сохранении общего характера зависимости проницаемости пористой среды для жидкостей и газов от ее насыщенности нефтью, водой и газом относительное расположение кривых фазовых проницаемостей для систем с различными физико-химическими свойcтвами неодинаковое.

Закономерности изменения относительных и фазовых проницаемостей пористой среды для нефти, воды и газов в зависимости от физико-химических свойств системы могут быть установлены, исходя из тех изменений, которые при этом возникают в условиях движения фаз.

Следовательно, с увеличением подвижности смеси нефти и воды и уменьшением прилипаемости жидкостей к стенкам поровых каналов, а значит, с сокращением сопротивления пористой среды движению фаз растут относительные проницаемости среды для нефти и воды. Это обстоятельство позволяет установить характер зависимости относительных проницаемостей от физико-химических свойств системы.

Известно, например, что уменьшение поверхностного натяжения нефти на разделе с водой сопровождается снижением капиллярного давления и способствует отделению нефти от стенок поровых каналов, что приводит к уменьшению сопротивления среды при движении жидкостей и как следствие этого к росту относительных проницаемостей породы для жидкостей (рис. 8).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочной и жесткой водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с жесткими. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 9)

Для пород малой проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения, как проницаемость, состав жидкостей и пород, содержание остаточной воды, градиенты давлений и т. д. Вероятные же изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при этом возникают в процессе движения смесей нефти, воды и газа.

С уменьшением проницаемости, например, при одинаковом значении пористости повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, являющаяся чаще всего лучшей смачивающей поверхность породы фазой, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности. Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости.

Экспериментально изучали также и трехфазный поток в пористой среде при наличии в ней нефти, воды и газа одновременно. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты этих опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 10). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием (на данной диаграмме 5%) соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%; кривая 2 - с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 - с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100% -ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, - нулевому насыщению этой фазой. Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке практически будет одна вода. Область существования трехфазного потока (заштрихованная часть) лежит в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они будут несколько другими.

Диаграммы фазовых проницаемостей находят очень широкое применение в промысловой практике, когда необходимо определить соотношение нефти, воды и газа в потоке в зависимости от насыщенности порового пространства пластовыми жидкостями (при проектировании разработки нефтяных месторождений, выборе методов воздействия на пласты истощенных месторождений с целью увеличения отбора нефти из них и т. д.).

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы - все они содержат одни и те же основные элементы: кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкости и газы через пористую среду, приборы для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления, создающие и поддерживающие постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Разница между ними заключается в том, что одни из них служат для измерения проницаемости при больших давлениях, другие при малых, а третьи при вакууме. Одни приборы предназначены для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому приборы и отдельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление (рис. 11 и 12).

При определении проницаемости породы для жидкости весь прибор вакуумируют, чтобы удалить воздух из жидкости и из керна. После этого кернодержатель заполняют жидкостью из напорной емкости. Фильтрация жидкости через керн осуществляется под давлением, создаваемым в напорной емкости 2 (рис. 11) при помощи баллона 3. При достижении установившейся фильтрации снимают отсчеты давлений по манометрам 4 и 5 и определяют расход жидкости. Полученные данные подставляют в формуле (1.9).

При определении газопроницаемости воздух (или газ), освобожденный от водяных паров в хлоркальциевой трубке 1 (рис. 12), пропускают через образец, помещенный в кернодержатель 4. Объем прошедшего воздуха учитывается газовыми часами или другим расходомером, а время фильтрации - секундомером.

На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. (В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционных слоев нефти может достигать величин, сравнимых с размерами поровых каналов малопроницаемой породы.) Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять воздухом или газом. Состав газа на проницаемость пород влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление.

В практических условиях проницаемость горных пород не зависит от состава газа. Проницаемости пород для нефти и воды пресной или пластовой обычно определяют при специальных исследованиях. При этом всегда необходимо указывать, какой жидкостью определялась проницаемость породы и каковы ее физические свойства в условиях опыта.

Разница проницаемости одной и той же породы для воздуха, воды и нефти может достигать значительной величины. В табл. 4 приведены значения проницаемости некоторых илистых песков для воздуха, соленой и пресной воды.

Экспериментальные установки для изучения относительной проницаемости среды более сложны, так как при этом необходимо моделировать многофазный поток, регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и регистрировать расход нескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующих основных частей.

Таблица 4

Проницаемость илистых песков Клинского карьера для воздуха, пресной воды и туймазннской-пластовой

1. Приспособления для приготовления смесей и питания керна.

2. Кернодержатель специальной конструкции.

3. Приспособления и устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей и газа.

4. Устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды.

5. Приборы контроля и регулирования процесса фильтрации.

Насыщенность порового пространства различными фазами может быть установлена несколькими способами: измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца и т. д. При использовании первого из них для определения насыщенности фазами различных участков пористой среды измеряется электропроводность этого участка и сравнением полученных данных с тарировочной кривой (заранее составленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды от содержания в порах различных фаз) определяется насыщенность порового пространства соответствующими фазами. Этот метод пригоден, если одна из жидкостей, пользуемых при исследовании, является проводником электричества (соленая вода, водоглицериновые смеси и т. д.). Для этой цели используются специальные кернодержатели. На рис. 13 показана модель пласта ВНИИ, изготовленная из металлических труб, служащих одновременно и электродами, которые отделены друг от друга не проводящими электричество пластмассовыми муфтами.

При «весовом» методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют по изменению его массы, происходящему вследствие изменения газосодержания в поровом пространстве среды.

По результатам измерений для расчета значения эффективной проницаемости для каждой фазы при движении многофазных систем пользуются следующими формулами, которые могут быть написаны по аналогии с формулами (1.9) и (1. 10):

где Q ц , Q н и - соответственно расходы в единицу времени воды, нефти и средний расход газа в условиях образца; k н, k Г и k B - эффективные проницаемости для нефти, газа и воды; μ B , μ в, μ Г - соответственно абсолютные вязкости воды, нефти и газа; F - площадь фильтрации; - градиент давления.

10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов

Керны, отобранные из скважин, недостаточно характеризуют строение пород и изменение их физических свойств по залежи. Исследования условий залегания пород, проведенные на многочисленных естественных отложениях пластов и в песчаных карьерах, каменоломнях и нефтяных шахтах, показывают, что они имеют крайне сложный и причудливый характер строения и по вертикали и по горизонтали. В породе легко обнаруживаются многочисленные пропластки и жилы глинистого материала с самой различной ориентацией в пространстве.

Обычно во всех направлениях наблюдаются изменения структуры, состава, строения и физических свойств пород. Сложность строения песчаников и других твердых пород усугубляется наличием многочисленных микротрещин, ориентированных преимущественно поперек и вдоль напластования пород. В результате столь сложного строения даже рядом залегающие небольшие участки пласта могут обладать практически любым соотношением проницаемости.

Несмотря на сложный характер изменения физических свойств горных пород по залежи, для большинства пластов могут быть установлены некоторые общие черты их строения.

Неоднородность физических свойств пород начинается с микронеоднородного характера строения поровых каналов всех природных нефтяных и газовых коллекторов.

Иногда микронеоднородные породы слагают весь пласт на некоторых участках той или иной длины без заметных изменений общих физических свойств (проницаемости, пористости и т. д.). Такие пласты или участки пластов принято называть однородными. Большинство же пород-коллекторов имеет более сложное строение. Различные пропластки отлагались в разные геологические времена, и процесс осадконакопления проходил не в одинаковых палеогеографических условиях. Поэтому, как правило, большинство нефтегазосодержащих пород имеет слоистое строение. Причем мощности пропластков и физические свойства пород, слагающих их, могут отличаться в очень широких пределах.

Чаще всего проницаемость пласта в перпендикулярном к напластованию направлений меньше его проницаемости вдоль напластования. Это связано с характером отложения частиц в процессе осадконакопления. Наблюдения показывают, что при оседании частицы наибольшее ее поперечное сечение располагается в горизонтальной плоскости, а направление длинной оси совпадает с направлением течения воды.

Условия осадконакопления, последующие процессы уплотнения пород и их цементации, пере отложение солей и цементирующих веществ и многие другие процессы, связанные с изменением строения пород и геометрии их порового пространства, способствовали образованию пластов, обладающих неоднородными физическими свойствами пород по площади залегания. Поэтому значительная часть коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры, минералогического состава и физических свойств по вертикали и горизонтали. Разница заключается лишь в том, что горизонтальные изменения свойств пород обычно более плавные и поэтому менее заметные при визуальном наблюдении. Анализы кернов, отобранных из одного и того же пропластка, позволяют иногда обнаружить существенные изменения свойств пород на небольших расстояниях. В табл. 5 в качестве примера приведены типичные результаты измерений проницаемости образцов (вдоль напластования). Они были отобраны через каждые 5-6 см в шахте из горизонтально залегающего нефтяного пласта, совершенно однородного по внешнему виду. Неоднородность естественных пластов не ограничивается только теми видами, которые были упомянуты выше. В естественных условиях наблюдается безграничное разнообразие форм неоднородности.

Таблица 5

Пример изменения проницаемости пород нефтяного пласта в зависимости от расстояния от начальной точки отбора

Можно привести много примеров резкой изменчивости свойств нефтяных коллекторов по залежи. Особенно третичные отложения почти на каждом продуктивном участке характеризуются многочисленными фациальными изменениями. Пески появляются в разрезе, исчезают и отличаются обычно косой слоистостью. Площадь их распространения также неправильной формы: она может быть удлиненной и волнистой или же широкой и неправильной. Почти все коллекторы нефти, залегающие, например, в третичных породах Румынии и Кавказско-Апшеронской провинции в СССР, характеризуются изменчивостью по простиранию, постепенным переходом от чистых песков к илам и глинам, поверхностям эрозии, образованием протоков и колебаниями размеров зерен в широких пределах.

Особо большой изменчивостью физических свойств обладают породы, отлагавшиеся в ближайших к берегу зонах (неритовая область - 0-200 м воды). В отложениях этой зоны обычно содержатся крупно- и мелкозернистые пески, илы, ракушечник, глины и сланцы. Все эти породы подвержены быстрым изменениям текстуры и состава по вертикали и горизонтали. В этой зоне наиболее активно протекают химические и биохимические процессы. Поэтому глинистые и песчаные отложения переслаиваются здесь обломочными породами, остатками органических веществ. Большинство песчаных коллекторов нефти образовалось, вероятно, в этой изменчивой прибрежной зоне.

В результате специфических условий отложения и последующих геологических процессов, протекавших в недрах, пласты иногда обладают «направленной» или «ориентированной» проницаемостью. Это свойство некоторых пластов заключается в том, что породы на значительных участках обладают большей проницаемостью в одном определенном направлении, чем в любом другом. Иногда причина этого явления обусловлена наличием массы микротрещин, расположенных в пространстве пласта в определенном направлении.

Повышенная проницаемость пород в каком-либо определенном направлении, по-видимому, объясняется специфическими палеогеографическими условиями отложения пород и последующими процессами промывки их в этом направлении.

Из всего этого следует, что при оценке проницаемости пород в целом в районе какой-либо скважины необходимо исходить из средних ее величин. Если пласт состоит из п пропластков различной мощности и проницаемость кернов, отобранных из них, составила к, k 1 ,k 2 ,…,k n , то средний коэффициент проницаемости пород пласта в районе данной скважины по результатам анализа кернов определится по формуле

(1.41)

где h 1 ,h 2 ,...h n - мощности соответствующих пропластков; Н - суммарная мощность nпропластков.

Средняя же проницаемость всего пласта в целом может быть оценена по формуле

где h i - мощности участков пласта, приходящихся на скважину; k i - средний коэффициент проницаемости этих участков; f i - площади этих участков.

При определении проницаемости нефте и газосодержащих пластов по кернам следует иметь в виду, что в условиях естественного залегания проницаемость их может быть в некоторой степени иной вследствие сжатия вышележащими породами (рис. 19 и 20). Установлено, что существуют зависимости проницаемости горных пород от внешнего давления двух основных типов. Первый из них характеризуется обратимым изменением проницаемости (т. е. отсутствием остаточных деформаций) образцов при увеличении и уменьшении нагрузок в пределах опорного давления в залежи (рис. 19). Отсутствие остаточных деформаций после разгрузки образца обычно наблюдаются у мелко- и крупнозернистых алевролитов с примесью песчаных зерен со смешанным цементирующим веществом, заполняющим поры, и у доломитизированных известняков. Большая же часть пород (мелкозернистые кварцевые песчаники с глинистым и смешанным цементом, известняки, составленные из микрозернистого кальцита и сцементированные кальцитом, и все нефтесодержащие породи, имеющие в составе цементирующего вещества глину, как правило, обнаруживают необратимый характер изменения проницаемости от внешнего давления (рис. 20).

Для изучения проницаемости горных пород в условиях высокого внешнего давления созданы специальные приборы, позволяющие воспроизводить давления на образец, близкие по величине к горному.

11) Коллекторские свойства трещиноватых пород

Вследствие совершенствования методов исследования коллекторов нефтяных месторождений и накопления богатого промыслового материала в последние годы стало известно, что во многих залежах коллекторские свойства пластов определяются не только обычной межзерновой пористостью, но в значительной степени также и наличием большого количества трещин.

Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин.

Число нефтяных и газовых месторождений, приуроченных к трещинным коллекторам, в нашей стране и за рубежом продолжает нарастать, и поэтому проблема изучения свойств трещинных коллекторов приобрела актуальное значение.

В Советском Союзе месторождения нефти и газа с трещинными коллекторами обнаружены в Волго-Уральской области, в Грозном (Карабулак - Ачалуки, Заманкул, Малгобек - Рождественка), Дагестане, в Западной Украине (Долина) и др. В Куйбышевском Поволжье открыто до 50 месторождений в карбонатных породах и т. д.

Залежи, связанные с трещинными коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) и к терригенным отложениям. Пласты этих месторождений сложены плотными породами, не способными практически фильтровать сквозь себя жидкости (т. е. обладающими низкой межзерновой проницаемостью). Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы.

Существуют различные мнения о том, что составляет емкость трещинного коллектора. По мнению одних исследователей, емкость трещинного коллектора определяется только объемом трещин. По мнению других, емкость трещинного коллектора обусловливается пустотами трех видов.

1. Межзерновым поровым пространством. Величина пористости: блоков обычно невелика (2-10%).

2. Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13-15%) полезной емкости трещинного коллектора.

3. Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые и сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная пористость оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно разделить на следующие основные виды.

1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.

2. Коллекторы трещиноватого типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мк. Такие виды коллекторов пока имеют малое распространение.

3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещинного или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида имеют, по-видимому, широкое распространение.

Установлено, что закономерности развития трещиноватости в горных породах связаны с тектоникой и направлением дизъюнктивных дислокаций и трещиноватость, как правило, выражена правильными геометрическими системами трещин.

По результатам обширных исследований Е. М. Смехова и других сеть трещин обычно состоит из двух основных систем вертикальных нарушений сплошности, обладающих двумя взаимно-перпендикулярными направлениями. Иногда сетка оказывается представленной одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (тонкослоистые и сланцеватые породы) или системой трещин с различной ориентацией (глины). Значительная же часть систем трещин имеет падения, близкие к вертикальным (относительно слоистости пород).

Часто наблюдается ориентированность трещиноватости по странам света. Простирание основных систем трещиноватости в общем согласуется с основным направлением крупных тектонических деформаций. В отдельных районах основные системы трещиноватости совпадают по всей толще осадочных пород независимо от их возраста.

Все это дает основание полагать, что ориентированность величины проницаемости отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи, по-видимому, объясняется ориентированной системой трещин и зависимостью между направлениями основных систем трещиноватости и простираниями складок. Это подтверждается совпадением линий, соединяющих скважины с относительно большими дебитами, с направлением простирания основных систем трещиноватости.

Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочено нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается, так как предполагается, что, кроме тектонического фактора, на распределение систем трещин на структуре влияют в некоторой степени и свойства самих пород. Вообще же наиболее трещиноваты те участки структуры, где происходит изменение углов падения пород - периклинали на пологих складках и своды на структурах с крытыми крыльями.

О раскрытости трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах, которые по сравнению с нефтяными скважинами имеют незначительную глубину, иногда встречаются трещины с раскрытостью до 10 см (шахты Норильского района и Ухты, озокеритовые месторождения Борислава). Большинство исследователей, однако, считают, что при значительных величинах горного давления на больших глубинах зияющие трещины не могли сохраниться. По результатам исследования ВНИГРИ открытость трещин нефтесодержащих пластов обычно характеризуется 10-20 мкм, и лишь иногда она возрастает до 30 мкм. В породах же, подверженных процессам растворения и перекристаллизации минералов, встречаются каверны и карсты значительных размеров.

Методика исследования коллекторских свойств трещинных горных пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин.

Коэффициент густоты трещин а равен отношению суммарной протяженности трещин к поверхности фильтрации:

где а - суммарная протяженность трещин; F - площадь фильтрации.

Трещинная пористость т T (ее иногда по аналогии с коэффициентом пористости обычных коллекторов называют коэффициентом трещиноватости) определяется отношением объема трещин к объему образца породы. Очевидно, что

где b - раскрытие трещины.

Зависимость проницаемости пород от трещинной пористости и величины раскрытия трещин может быть получена при помощи уравнения Буссинека, согласно которому расход жидкости, приходящийся на единицу протяженности щели, равен

где q - расход жидкости на единицу протяженности щели; μ- динамическая вязкость жидкости; - градиент давления; b - раскрытие трещины.

Следовательно, расход жидкости через площадь фильтрации F породы будет равен

или, учитывая соотношения (1.44) и (1.45),

(1.46)

Расход жидкости через эту же породу по закону Дарси будет равен

(1.47)

где k тр -проницаемость трещин.

Приравнивая правые части уравнений (1.46) и (1.47), получим

(1.48)

где b - раскрытие трещины в мм; k т - проницаемость в дарси; m т - трещинная пористость в долях единицы.

Для определения трещинной пористости и проницаемости применяется ряд методов: изучение шлифов, измерение объема трещин путем насыщения керна жидкостями, использование данных исследования скважин на приток.

При определении свойств трещинных коллекторов по шлифам все необходимые для подсчета параметры трещиноватости (площадь шлифа, протяженность и раскрытие трещин) измеряются под микроскопом по шлифу и полученные значения параметров подставляют в формулы (1. 43), (1. 44) и (1. 48).

Методика оценки коллекторских свойств трещиноватых пород еще недостаточно разработана. В этой области в настоящее время ведутся усиленные поиски.

12) Удельная поверхность горных пород

Удельной поверхностью пород называется суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Удельная поверхность пористых тел зависит от степени дисперсности частиц, из которых они слагаются. Вследствие малых размеров отдельных зерен песка и большой плотности их укладки поверхность порового пространства пласта может достигать огромных размеров, что значительно осложняет задачу полного извлечения нефти из породы.

Величиной удельной поверхности определяются многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной (реликтовой) воды и др. Очень важно знать удельную поверхность нефтеносных пород также в связи с большим влиянием молекулярно-поверхностных сил на процессы фильтрации нефти. Установлено, что, кроме объемных свойств жидкостей и газов, как, например, плотность, вязкость, на законы фильтрации влияют еще и молекулярные явления, происходящие на контактах жидкости и породы. Эти молекулярно-поверхностные явления могут существенным образом изменять характер фильтрации. Обычные объемные свойства жидкостей (вязкость, плотность) обусловливаются молекулами, распространенными внутри жидкой фазы, и поэтому при фильтрации жидкости через крупнозернистую породу с относительно небольшой удельной поверхностью роль молекул, находящихся на поверхности, невелика, так как их число весьма мало по сравнению с числом молекул, находящихся внутри объема жидкости. Если же пористая среда, через которую движется жидкость, имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнимым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностные явления могут оказать большое влияние на процесс фильтрации жидкости.

Таким образом, удельная поверхность представляет одну из важнейших характеристик горной породы.

Следует отметить, что, несмотря на кажущуюся простоту понятия удельной поверхности, изучение и точное определение ее величины - сложная задача. Дело в том, что поры в пористой среде представлены каналами размером от десятков и сотен микрон до размеров, сравнимых с размерами молекул. Поэтому удельная поверхность глин или других адсорбентов, играющая, например, роль в процессах адсорбции, не имеет для данного пористого вещества определенной величины, а зависит от размера адсорбируемых молекул. Только для молекул с близкими размерами принципиально возможно из опытных данных получить близкие значения удельных поверхностей одного и того же адсорбента.

Для мелкопористых адсорбентов и существенно отличающихся по размерам адсорбируемых молекул наблюдаются значительные отклонения в величинах удельной поверхности (явление это носит название ультрапористости).

Чтобы представить, какова удельная поверхность естественных пород, подсчитаем общую поверхность песчинок (шаровых) радиусом r= 0,1 мм в 1 м 3 песка.

Поверхность одной песчинки будет равна , а объем

Если пористость фиктивного грунта, сложенного песчинками одинакового диаметра, равна m, то объем, занятый песчинками в единице объема породы, будет V = 1- m , а число песчинок в единице объема породы будет равно

Очевидно, что суммарная поверхность всех песчинок в единице объема породы будет равна

,

где d - диаметр песчинок в м; S - удельная поверхность в м 2 /м 3 ; т - пористость в долях единицы.

Для песчинок радиусом г = 0,1 мм , следовательно, удельная поверхность будет равна (если пористость т = 0,26)

т. е. в 1 м 3 песка общая поверхность частиц составит 22000 м 2 .

Очевидно, что удельная поверхность глинистых пород может достигать еще большей величины и если поверхность пористой среды нефтяного пласта после окончания эксплуатации залежи останется смоченной хотя бы тончайшей пленкой нефти, это приведет к тому, что большие количества ее не будут извлечены на поверхность (табл. 6).

Таблица 6

Удельная поверхность кернов в м 2 /м 3 некоторых нефтяных месторождений Советского Союза (по Ф.И. Котяхову и Л.И. Рубинштейну)

По результатам исследований Козени, Л. С. Лейбензона, К. Г. Оркина и других с удельной поверхностью связан ряд других свойств пород. Так, например, при использовании уравнения (1. 49) удельная поверхность породы по ее гранулометрическому составу может быть определена по формуле

(1.50)

где Р - масса породы в кг; Рi - масса данной фракции в кг; d i - средние диаметры фракций в м, определяемые по формуле

, (1.50 ’),

гд е d ’ i и д ’’ i - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

По экспериментальным данным К. Г. Оркина при определении дельной поверхности по механическому составу в формулу (1. 50) следует ввести поправочный коэффициент, учитывающий повышение удельной поверхности вследствие нешаровидности формы зерен, величина которого равна . Меньшие значения α относятся к окатанным зернам, большие - к угловатым.

Используя уравнения, связывающие параметры фиктивного грунта, аналогичные формуле (1. 49), можно также установить зависимость между удельной поверхностью и другими параметрами реальных пород. Для этого при выводе соответствующих формул реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным естественному фиктивным грунтом, который обладает одинаковым гидравлическим сопротивлением фильтрации жидкости, с такой же удельной поверхностью, как и естественный грунт. Диаметр частиц фиктивного грунта, обладающего этими свойствами, принято называть эффективным (d эф). Сопоставляя формулы (1. 49) и (1. 50), можно видеть, что

С другой стороны, удельную поверхность можно выразить через гидравлический радиус δ:

Гидравлический радиус, как известно, равен отношению площади порового канала к его периметру и для поры с круглым сечением, с радиусом R

Тогда можно написать

Подставляя значение R из формулы (1. 19), получи

где k - проницаемость в м 2 ; S - удельная поверхность в м 2 /м 3 . Если выразить проницаемость в дарси, то получим удельную поверхность в м 2 /м 3:

, (1.56)

Из формул (1. 56) и (1. 54) следует, что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость породы, тем больше ее удельная поверхность.

13) Механические свойства коллекторов

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, с которыми приходится сталкиваться при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Перечисленные механические свойства пород влияют на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождения.

Так, например, упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на перераспределение давления в пласте при эксплуатации месторождения. Запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления, может служить значительным источником движения нефти по пласту к забоям скважин. Действительно, если пластовое давление снижается, то жидкость - вода и нефть - расширяется, а поровые каналы сужаются. Упругость пород и жидкостей очень мала, но вследствие огромных размеров пластовых водонапорных систем в процессе эксплуатации значительное количество жидкости (упругий запас) дополнительно вытесняется из пласта в скважину за счет расширения объема жидкости и уменьшения объема пор при снижении пластового давления.

Не менее существенный эффект упругости жидкости и пласта представляет не мгновенное, а постепенное перераспределение давления в пласте после всякого изменения режима работы скважины, после ввода новой или остановки старой скважины. Таким образом, при большой емкости пласта и высоком пластовом давлении с самого начала эксплуатации пласт будет находиться в условиях, для которых характерны длительные неустановившиеся процессы перераспределения пластового давления. Скорости этих процессов в значительной мере определяются упругими свойствами пород и жидкостей. Оказывается, что по скорости перераспределения давления при известных упругих свойствах пород и жидкости можно судить о проницаемости и других параметрах.

В процессе эксплуатации месторождения весьма важно знать также и прочность пород на сжатие и разрыв. Эти данные наряду с модулем упругости необходимы при изучении процессов искусственного воздействия на породы призабойной зоны скважин (торпедирование, гидроразрыв пластов), широко применяемых в нефтепромысловом деле для увеличения притока нефти.

Весьма важно также знать пластические свойства пород.

Известно, что породы пластов в естественном состоянии находятся в упруго-сжатом состоянии под действием веса вышележащих отложений. При проведении горных выработок это состояние всестороннего сжатия нарушается и создаются условия «вытекания» пород в выработку. Очевидно, что при этом нарушается существовавшее ранее естественное поле напряжений в районе выработки и при проведении гидравлического разрыва пластов, при торпедировании, при исследовании процессов разрушения призабойной зоны необходимо исходить из новых условий напряженного состояния пород в районе выработки, обусловленных соответствующим горным давлением, величина которого, кроме всех прочих свойств пород, как мы увидим дальше, зависит также и от пластичности породы, в которой проведена выработка.

Из сказанного следует, что физико-механические характеристики горных пород чрезвычайно важно знать при разработке месторождения и проведении различных мер воздействия на призабойную зону скважин.

При рассмотрении физических свойств горных пород следует учитывать, что в зависимости от условий залегания механические свойства породы могут резко изменяться.

Основные факторы, определяющие физико-механические свойства породы, следующие:

1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);

2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;

3) стратиграфические условия залегания;

4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.

Горные породы, налегая друг на друга, находятся в определенном напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород и определяющимся глубиной залегания и характером самих пород. До нарушения условий залегания пород скважиной внешнее давление от собственного веса вышележащих пород и возникающие в породе ответные напряжения находятся в условиях равновесия.

Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения:

по вертикали

где σ - вертикальная составляющая напряжений в н/м 2 ; γ - удельный вес породы в н/м 3 ; Н - глубина залегания пласта в м; ρ- плотность породы в кг//м 3 ; g - ускорение силы тяжести в м/сек 2 .

по горизонтали

где п - коэффициент бокового распора.

Величина п для пластичных и жидких пород типа плывунов равна единице (и тогда горизонтальное напряжение определяется гидростатическим законом), а для плотных и крепких пород в нормальных условиях, не осложненных тектонически, коэффициент бокового распора выражается долями единицы.

Величина коэффициента бокового распора и горизонтального давления может быть приближенно оценена из следующего .

Выделим элементарный объем горной породы (рис. 21). Относительная деформация, которую это тело получило бы, например, вдоль оси х при сжатии его тремя взаимно-перпендикулярными, равномерно распределенными силами, выраженными главными напряжениями (;), была бы равна

, (1.59)

где E - модуль Юнга в н/м 2 ; ν - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона).

Eсли принять, что в процессе осадконакопления происходило только сжатие пород в вертикальном направлении, а в горизонтальном направлении деформаций не происходило, то

Тогда, исходя из уравнения (1.59), получим

, (1.60)

т.е. коэффициент бокового распора

Если принять для пород значение коэффициента Пуассона равным ν= 0,3, то получим

σ = 0,43·σ z , (1.61)

Формула (1. 60) выведена для условий, когда справедливо предположение об отсутствии деформаций пласта в горизонтальном направлении и когда не учитывается пластичность горных пород. В условиях реальных пластов эти предположения не всегда справедливы, и в них поэтому возможны более сложные напряженные состояния горных пород.

При достаточно больших давлениях на значительных глубинах, по-видимому, происходит выравнивание напряжений вплоть до величин, определяемых гидростатическим законом, так как предполагается, что за длительные геологические периоды породы испытывают пластические деформации. Однако чаще всего вследствие интенсивных тектонических процессов, происходивших в земной коре в течение геологических периодов, горные породы многократно деформировались, что, по-видимому, сопровождалось возникновением значительных различий между главными напряжениями.

В областях, где в результате тектонических процессов происходили боковое сдавливание пород и образование надвигов, наибольшим должно быть горизонтальное напряжение, которое, по-видимому, может иногда в 2-3 раза превышать вертикальное горное давление. В зонах возникновения обычных сбросов, не сопровождающихся боковым сжатием, вертикальные напряжения пород должны значительно превышать горизонтальные.

С появлением скважины изменяется напряженное состояние пород, так как происходят возмущения в естественном поле напряжений. В глубине пластов породы всесторонне сжаты, а по мере приближения к скважине они будут находиться в условиях, близких к одноосному сжатию. В результате пластичные породы (некоторые глины и глинистые сланцы) частично выдавливаются в скважину и удаляются в процессе бурения. В результате вертикальное горное давление на породы нефтяного пласта в районе скважины оказывается частично уменьшенным. При этом в районе скважины в простом естественном поле напряжений появляется зона аномалий. В горном деле установлено, что область аномалий, имеющая практическое значение, невелика; она только в несколько раз превосходит размеры горной выработки.

Из сказанного следует, что горные породы в продуктивных пластах могут находиться в условиях различного напряженного состояния. Это надо учитывать при работах, связанных с воздействием на пласт с целью разрушения пород призабойной зоны и образования искусственной трещиноватости, проводимых для улучшения притока нефти в скважины.

14) Электрические и радиоактивные свойства горных пород. Определение коллекторских свойств пластов геофизическими методами

Изучение коллекторских свойств пласта по данным анализа кернов не дает полного представления о породах нефтесодержащих пластов вследствие неполного выноса керна и нарушения свойств пород при извлечении их на поверхность.

Важную роль в установлении коллекторских свойств пород играют методы их изучения, основанные на исследовании работы скважин. Вместе с тем промысловые методы определения коллекторских свойств нефтесодержащих пластов дают общие осредненные значения пластовых параметров, относящиеся ко всему разрезу эксплуатируемой пачки пластов. Эти данные весьма удобны для проведения гидродинамических расчетов, но в процессе эксплуатации месторождения, а иногда и каждой скважины возникает необходимость в изучении коллекторских свойств пласта по всей его мощности более детально. Подробно изучить геологические разрезы месторождения можно методами промысловой геофизики, представляющими мощное средство бескернового изучения пород призабойной зоны скважин. Эти методы дают возможность изучить физические свойства пород в условиях залегания в природных коллекторах. Известно, что при отборе керна часто нарушается его структура, а вследствие понижения давления до атмосферного при подъеме с глубин более 2000 м пористость образцов может возрастать до 6% и проницаемость до 50% от их значений в пластовых условиях.

Установлено, что между физическими свойствами горных пород- электрическими, радиоактивными, тепловыми, магнитными, с одной стороны, и нефте-, водо- и газонасыщенностью, пористостью и проницаемостью, с другой стороны, - существуют количественные связи, которые позволяют широко использовать геофизические методы исследования для изучения коллекторских свойств пород.

15) Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах

Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей - структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта имеет чрезвычайно важное значение в процессах движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода находится в пласте в виде тонкой пленки, покрывающей поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же свойства фаз таковы, что пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы имеет существенное значение. Это относится прежде всего к нефтеотдаче пласта.

Существенное влияние распределения остаточной воды в поровом пространстве оказывает на фазовые проницаемости породы для нефти, воды и газа. Многие другие явления, происходящие в пласте, как-то: смачиваемость пород вытесняющими жидкостями, интенсивность капиллярных процессов, количество и формы существования нефти, остающейся в поровом пространстве пласта после истощения пластовой энергии, и др., во многом также зависят от первоначального распределения жидкостей в пласте.

По распространенной гипотезе о происхождении нефтяных месторождений предполагается, что породы большинства нефтяных и газовых коллекторов были вначале заполнены и смочены водой, а нефть, по-видимому, появилась в пласте в более поздний период. Как отмечалось, вода, первоначально заполнявшая породу, не могла быть удалена полностью из пласта при образовании залежи и часть ее оставалась в виде остаточной.

По вопросу о том, в каком виде остаточная вода находится в пористой среде и других дисперсных телах, различные исследователи высказывают не одинаковое мнение. Однако большинство из них приходит к заключению о существовании:

1) капиллярно связанной воды, находящейся в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы;

2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; молекулы адсорбированной воды ориентированы; по свойствам адсорбированная вода значительно отличается от свободной;

3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре, захваченной механически; ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ.

При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного их определения, так как недостаточно хорошо известно распределение воды и нефти в пористой среде.

Вначале предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Исследования М. М. Кусакова и Л. И. Мекеницкой показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах определяется физико-химическими свойствами жидкостей. Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии. При этом свойства воды имеют решающее влияние на состояние связанной воды. Увеличение концентрации солей в жесткой остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, приводит в последующем к увеличению степени гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возникают только при очень низком значении поверхностного натяжения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярноудержанном и пленочном состоянии.

Опытами М.М. Кусакова также доказано, что сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки. Это также объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя равновесная толщина слоя слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 5-10 -6 см (50 нм)

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей.

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Основная часть нефтяных и газовых месторождений приурочены к осадочным породам - обломочным, органогенным и хемогенным.

Обломочные породы - коллекторы образуются за счет разрушения прежде существовавших горных пород - мXагматических и магматические.

Обломочные делятся на:

1. терригенные

рыхлые: сцементированные:

песок > 0,1 мм песчаник

алеврит 0,1 - 0,01 алевролит

глина < 0,01 аргиллит

Частицы разрушенных г.п. могут быть сцементированы глинистым и карбонатным цементом. Если цемент глинистый, то при бурении водоотдача должна быть минимальной, если водоотдача повышеннная, то глины будут набухать и проницаемость пласта будет падать и обусловит длительное освоение скважин и низкие дебиты.

Для повышения дебитов принимают глинокислотные обработки, растворяющие цемент и увеличвающие проницаемость.

Если цемент карбонатный, то применяют солянокислотные обработки. Большинство коллекторов месторождений Западной Сибири являются терригенными.

Обломочные карбонатные породы - это обломки известняка, доломита, карбонатных зерен...

Коллектора из карбонатных породов представлены в Вольго-Уральской и Тиманопечерских провинциях.

Органогенные породы - коллекторы - это известняки биогенные из останков животных и растительных организмов т.е. рифовые образования.

Это месторождения уралоповолжья, украины, белоруссии, ближнего и среднего востока, индонезии, брунея, венесуэлы, мексики, пермской области.

Хемогенные породы-коллекторы - известняки и доломиты, образующиеся из-за химических реакций при сносе в море солей, кальция и магния.

В пордах коллекторах выделяют Поры:

Первичные поры (образованы в ходе осадконакопления):

Структурные (между частицами зерен пород)

Поры между плоскостями пород

Биогенные пороы при разложении органики

Межгранулярные и межкристаллические

вторичные:

как результат выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и эрозионных процессов.

Первичные поры обычно заполнены остаточной или связанной водой, сохранившейся в породе. Вторичные поры содержат нефть и газ.ы

Неколлекторные породы – это породы, которые не отдают нефть и газы. Коллекторы – накапливающие и отдающие нефть, газ и воду.ы

Итоги исследования щлама и керна увязывают с данными ГИС, результатами испытаний и гидродинамических исследованиях. Наиболее пористые трещиноватые породы насыщенные УВ в процессе отбора разрушаются. В ЗС коллекторы определяются в основном по ГИС. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.

37. Методика выделения коллекторов в терригенном в разрезе. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления горных пород (нефть и газ ток не проводят) и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.

Кавернометрией определяется диаметр скважин

При бурении глинистый раствор отфильтровывается в пласт и на поверхности интервала образуется глинистая корка и диаметр уменьшается.

38 . В карбонатных коллекторах три методы выделения из-за сложного строения: нефтегаз в порах, кавернах и трещинах.

Каротаж – испытание – каротаж.

Замер удельного электрического сопротивление до и после испытания позволяют выделять нужные интервалы.

После получения притоков сопротивление больше.

Метод двух растворов: сперва замеряют электрическое сопротивление, когда скважина заполнена буровым раствором, затем его меняют на воду и снова определяют сопротивление.

Вода обладает электропроводностью и проникает в пласть и сопротивление будет уменьшаться.

Совместное использование НГК и АГК. Методом НГК определяют общую пустотность пород: поры, каверны и трещины. АГК – только трещины. Так выделяется коллектор.

39. Породы коллекторы обнаруживаются также по увеличению скорости бурения, проходки на долото, провалы инструмента, поглощению бурового раствора, нефтегазоводопроводимости тк коллекторы пористые и проницаемости.

41. ФЕС характеризуется пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Поры - это пустоты с диаметром < 2 мм

Виды пористости - полная, характеризуется сообщающимися и несообщающимися порами К п = V пор\V образца породы * 100 = %

Несообщающиеся поры не отдают нефть и газ.

открытая (только сообщающиеся поры). Юзается при подсчете запасов и составлении проектов разработки. К оп = (вес сухого образца керна - вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца) /(вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца - вес насыщенного керосином образца в керосине)

По размерам поры:

сверхкапиллярные = 2 - 05 мм

капиллярные = 05 - 0,0002

субкапиллярные < 0,0002

Сверх и просто капиллярные могут быть нефтегазоносны, а суб иметь остаточную воду.

Максимум открытой пористости - это около 30-40 процентов.

В ЗС наиболее часто встречается Кпо = 15-17%

К по = 10 - 17% - это трудноизвлекаемые запасы.

Для добычи нефти и газа бурят горизонтальные скважины, боковые стволы, проводят гидроразрыв пласта.

Если коэфициент открытой пористости < 10%, то залежи нерентабельны и исключаются из подсчета запасов.

В карбонатных коллекторах нефть и газ в трещинах и нижние пределы пористости 2-3%, и только с меньшей - нерентабельны.

Кавернозность. Пустоты с диаметром больше 2 мм. Каверны образуются в процессе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и циркуляции пластовых вод. При подсчете запасов учитывают по коэффициент кавернозности.

Каверны образуются в процесе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и при циркуляции пластовых вод.

К кавернозности = объем каверн \ объем пор * 100 = %

При наличии каверн и трещин дебиты на два-три порядка выше, ибо проницаемость в 100-1000 раз больше.

Трещиноватость.

Макротрещины > 40-50 мм

Микротрещины < стольки же

При бурении породы разрушаются, поэтому можно изучать только микротрещины. Т.к. основные запасы в трещинах, то трещиноватость изучают по промысловым данным с помощью фотокаратожа и телекамер.

При наличии трещин большие дебиты.

Проницаемость.

П - способность породы пропускать через себя нефть, газ или воду.

По формуле Дарси к пр = (расход флюида через образец * вязкость флюида * длина образца)\(площадь поперечного сечения образца*разница давлений на входе и выходе)

Максимальная проницаемость достигает 2-5 Дарси.

Проницаемость в ЗС обычно 0,05 - 0,5 мкм2

Если проницаемость меньше 0,05 то запасы трудноизвлекаемы. Для добычи трудноизвлекаемых проводят гидроразрыв.

42. Неоднородность, её виды и количественная оценка

Коллектора месторождений в Западной Сибири имеют высокую степень неоднородности.

Неоднородность - широкое изменение вещественного состава и коллекторских свойств по площади и по разрезу.

Есть два вида неоднородности:

Макронеоднородность

Изменение толщин продуктивных пластов и разделяющих непроницаемых прослоев. Изучают по структурным картам общих и нефтяных толщин.

h общ - толщина пласта от кровли до подошвы

h общ - h эфф = h коллектора

h н г = толщина прослоек

Для характеристик параметров строят карты общих эффективных толщин. Изучают по детальным геопрофилям.

Микронеоднородность - изменение коллекторских свойств по площади, по разрезу.

Микронеоднородность характеризуется коэффициентом песчанистости. К песч = h эфф\h общ= 0 - 1

Если 1-0,7 - то высокопрододуктивная

министерство образования и науки российской федерации

Федеральное Государственное Бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

ТюменскИЙ государственнЫЙ нефтегазовЫЙ университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра "Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"

Курсовая работа

На тему "Типы пород-коллекторов и нефти и газа"

Выполнил: студент гр. НР-10-2

Дамонов Ф.Ф.

Проверил: Кармацкая О.В.

г. Тюмень - 2013

Введение

Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды

Классификация коллекторов

Минералогический состав пород-коллекторов

Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа

Породы-коллекторы западной Сибири

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В любой работе первым необходимым условием для получения хорошего результата является понимание того, с чем мы работаем, то есть понимать объект работы. Наш объект работы - породы-коллекторы. Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений тесно связаны с физическими и химическими свойствами пород-коллекторов. Мы не можем оценить запас нефти и газа, если не понимаем таких понятий как пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности. Бурение, выбор способа эксплуатации, выбор методов интенсификации добычи, выбор методов повышения коэффициента извлечения нефти и газа в какой-то степени зависит от свойств горных пород-коллекторов и их поведения при различных воздействиях. Изучению пород-коллекторов и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов также придается большое значение в связи с поисками и разведкой нефтяных и газовых месторождений. Существуют многие науки, которые изучают горные породы-коллекторы (геохимия, петрография, физика пласта, геология нефти и газа…). В данном реферате будем рассматривать кратко некоторые вопросы, связанные с классификацией пород-коллекторов, с характеристикой и оценкой пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом, механические и тепловые свойства.

1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды

Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.

Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису. Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками, песками, алевролитами, реже представлены карбонатными разностями (известняками, доломитами, мергелями). Если для первой группы колекторов пустотное пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости коллектора.

Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах, так и з хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири).

Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов.

Классификация коллекторов

Так как емкость пустот пород может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И. Котяхова , особенность которой состоит в том, что она применима к коллекторам различного происхождения - к осадочным,изверженным и метаморфическим (табл. 1). Трещиноватый тип коллекторов известен на месторождениях США, З.Венесуэлы, Северного Кавказа, З.Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.

2. Классификация коллекторов

В связи с тем, что емкость пустот пород может изменяться в широких пределах, большое значение приобретает классификация коллекторов, которая по типу коллектора позволяла бы судить об относительных масштабах запасов нефти, газа и воды в залежах, о методах оценки и о способах разработки. Один из возможных вариантов такой классификации коллекторов нефти и газа приведен в табл. 1.

Табл.1. Классификация коллекторов нефти и газа (по Ф. И. Котяхову)

Коллектор		Критерий классификации
Трещинный	Трещиноватая	S в =1; m к =0
Каверновый	Кавернозная	S в =1; m т =0
Каверново-трещинный	Кавернозно-трещинноватая	S в =1; N ик >N ит
Трещинно-каверновый	Трещиновато-кавернозная	S в =1; N ит > N ик
	Пористая	m к =1; m т =0 S в <1 или m п >> m к +m т; N ип >>N ик +N ит
Трещинно-поровый	Трещиновато-пористая	S в <1; N ит >N ип; m к =0
Порово-трещинный	Пористо-трещиноватая	S в <1; N ип > N ит; m к =0
Порово-каверновый	Пористо-кавернозная	S в <1; N ип > N ик; m т =0
Каверново-поровый	Кавернозно-пористая	S в <1; N ик > N ип; m т =0
Каверново-трещинно-поровый	Кавернозно-трещинновато-пористая	S в <1; N ик > N ип + N ит
Порово-трещинно-каверновый	Пористо-трещиновато-кавернозная	S в <1; N ип > N ит + N ик	Трещиновато-пористо-кавернозная	S в <1; N ит > N ип + N ик

Примечание: S в - содержание капиллярно-связанной воды; m к, m т, m п - коэффициенты соответственно кавернозности, трещиноватости и пористости; N ип, N ик, N ит - извлекаемые запасы нефти соответственно в порах, кавернах и трещинах.

Особенность этой классификации состоит в том, что она применима к коллекторам любого происхождения: к изверженным, осадочным и метаморфическим. Как видно из табл. 1, к трещиноватым относятся породы, у которых кавернозность равна нулю, а поры заполнены водой или отсутствуют. Иными словами, к трещиноватым относятся породы, в которых нефть и газ содержатся только в трещинах: граниты (например, на нефтяных месторождениях Холл-Гарни и Горхэм в США, на месторождении Ла-Паз в Западной Венесуэле),кварциты (в них отмечены скопления нефти, в частности на месторождениях Крафт-Пруса, Рингдольд и Гейнз в США), метаморфические сланцы (к ним приурочены запасы нефти на многих месторождениях Калифорнии в США) и, наконец, карбонатные отложения в осадочном комплексе (верхнемеловые отложения многих нефтяных месторождений Северного Кавказа, сакмаро-артинские известняки, пермские отложения Приуралья).

К чисто кавернозным относятся породы, у которых трещиноватость равна нулю, а пористая часть матрицы полностью насыщена водой, т. е. в которых нефть или газ содержатся только в кавернах. Коллектора этого типа, до-видимому, ограничены в основном карбонатными породами, особенно с широко развитым карстом. По данным В. А. Бер-Вибе, к таким коллекторам относятся, например, миссисипские известняки в Канзасе, к которым приурочены запасы нефти на месторождениях Уэлч и Борнхолдт (США). Эти известняки отличаются сильной окремнелостью и высокой кавернозностью, которая образовалась в результате выщелачивания солей кальция.

К коллекторам каверново-трещинного и к трещинно-кавернового типов относятся породы, в которых нефть и газ содержатся в трещинах и кавернах, а поры матрицы заполнены капиллярно-связанной водой. Коллекторы этих двух типов отличаются между собой тем, что в первом из них наибольшая часть извлекаемых запасов нефти содержится в кавернах, а во втором - в трещинах. К ним могут относиться, по-видимому, многие карбонатные породы органогенного происхождения. Например, к каверново-трещинного типа коллектору, по имеющимся данным, можно отнести межсолевые и подсолевые семилукско-петинские отложения верхнего девона Речицкого нефтяного месторождения БССР, а к трещинно-кавернового типа - некоторые горизонты меловых отложений Северного Кавказа, а также осинский горизонт нижнего кембрия на Осинской и Атовской площадях Иркутского амфитеатра. К сожалению, кавернозность пород как возможная емкость для скоплений нефти и газа до сего времени почти не изучалась. Поэтому четкое разграничение некоторых коллекторов нефти и газа по их кавернозности из-за отсутствия необходимых данных представляет известные трудности.

Далее из табл. 1 следует, что к пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых, как и чисто трещиноватых коллекторов в природе, строго говоря, не существует. Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных, как уже отмечалось, еще и кавернозность. Поэтому в рассматриваемой классификации деление коллекторов на типы основано на преобладании тех или иных признаков. Согласно этому к пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде всего среди терригенных отложений.

К трещинно-поровому и порово-трещинному типам коллекторов относятся породы, у которых извлекаемые запасы нефти или газа в порах и в трещинах соизмеримы. В первом из них извлекаемые запасы преобладают в трещинах, а во втором - в порах, хотя в обоих случаях емкость пор существенно больше емкости трещин. Характерная особенность этих коллекторов состоит в том, что если бы в них отсутствовали трещины, то приуроченные к ним нефтяные или газовые залежи не имели бы промышленного значения.

Наиболее распространенный из них порово-трещинный тип коллекторов; к нему относятся, например, значительная часть ме-нилитовой толщи терригенных отложений на нефтяных месторождениях Долина, Рыпне и Битково в Западной Украине, карбонатные отложения цехштейн верхней перми на месторождении Райнкенхаген в ГДР и др. Примером трещинно-порового типа коллектора могут служить те же карбонатные отложения цехштейн верхней перми па нефтяном месторождении Деберн (ГДР).

К порово-каверново-трещинному, каверново-порово-трещинному и трещинно-порово-каверновому типам коллекторов относятся породы, в которых извлекаемые запасы либо равноценны во всех видах пустот, либо превалируют в одном случае в порах, а в другом - в кавернах, в третьем - в трещинах. Этот тип коллектора может быть распространен только на карбонатные породы с развитой емкостью пустот первичного и вторичного происхождения.

В порово-каверновом и каверново-поровом типах коллекторов нефть и газ содержатся как в порах, так и в кавернах. В одном случае их больше в порах, в другом - в кавернах.

Из изложенного видно, что рекомендуемая классификация коллекторов не вытекает из литолого-петрографических и петрофизических свойств пород. В ее основе находится конечное геологическое состояние пород, обусловленное их происхождением и последующими изменениями, которыми определяются также и литолого-петрографические и петрофизические свойства пород.

Из этого, однако, не следует, что конечное состояние коллекторов нефти и газа должно зависеть в такой же мере от литолого-петрографических и петрофизических свойств пород. Литолого-петрофические и петрофизические свойства пород отображают только некоторую, далеко не полную, часть конечного состояния коллекторов. Поэтому классификация коллекторов, основанная на литолого-петрографической или петрофизической характеристике пород, не может дать наиболее полной характеристики их свойств и быть в этом смысле полноценной. Руководствуясь в основном теми же соображениями, А. И. Кринари пришел к правильному выводу, что многие классификации коллекторов, основанные на литолого-петрографических и петрофизических признаках, неудачны.

Само существование большого числа классификаций коллекторов свидетельствует о неблагополучном состоянии этого вопроса. Например, П. Д. Джонс и В. А. Вер-Вибе рекомендуют классифицировать терригенные породы по гранулометрическому составу. При этом породы с размером частиц 1-0,5 мм П. Д. Джонс относит к грубозернистым, а В. А. Вер-Вибе к грубозернистым относит породы с размером частиц 2-2,5 мм; мелкозернистыми П. Д. Джонс называет породы с размером частиц 0,25-0,125, а В. А. Вер-Вибе - 0,25-0,06 мм и т. д.

Г. И. Теодоровичем предложена классификация пористых карбонатных коллекторов по размеру поровых каналов и их проницаемости. Примерно на том же принципе построены классификации терригенных коллекторов Ф. А. Требина и А. А. Ханина.

Аналогичное положение существует в отношении трещиноватых коллекторов. А. С. Храмушев разделяет трещиноватость на региональную и локальную, которые дополнительно подразделяет на секущую, пластовую и поверхностную. А. Е. Михайловым предложена генетическая классификация, согласно которой трещины делятся на тектонические и нетектонические. Нетектонические им подразделяются в свою очередь на первичные, искусственные, оползневые, на образованные в результате выветривания и расширения пород, а тектонические - на кливажные и трещины разрыва. Е. М.

Изложенный здесь перечень классификации коллекторов, конечно, не исчерпывает всех рекомендаций в этой области. Он служит лишь некоторой иллюстрацией изложенных выше соображений. К тому же главное здесь - не многочисленность классификаций, а основа, на которой они создавались, и вытекающие из них практические выводы.

В этом смысле обращает на себя внимание классификация А. А. Ханина, которая рекомендуется им как для песчаных, так и для карбонатных коллекторов. Согласно этой классификации коллекторы нефти и газа с пористостью меньше 5-12% и проницаемостью меньше 10 мД практически не продуктивны и могут представлять промышленный интерес лишь при достаточной их мощности. Если следовать этому утверждению, то в ряде случаев и при достаточной мощности пласта легко прийти к выводу о промышленной непродуктивности коллектора, например, при проницаемости его меньше 1 мД. Однако в действительности это далеко не так. Известняки асмари в Иране имеют проницаемость 0,5 мД, а средний дебит скважин, эксплуатирующих эти известняки, составляет несколько тысяч тонн нефти в сутки при очень малых депрессиях. Карбонатные отложения цехштейн верхней перми в Центральной и Западной Европе имеют мощность 15-20 м и проницаемость, как правило, меньше 1 мД. Несмотря на это, на нескольких десятках месторождений из них ведется промышленная добыча нефти.

Менилитовая толща терригенных отложений палеогена в Западной Украине имеет пористость меньше 12%, а проницаемость в основном меньше 1 мД. Тем не менее из нее ведется промышленная добыча нефти на ряде месторождений в течение многих десятилетий. Надо заметить, что многие авторы классификаций, по-видимому, предвидя возможность подобного рода ошибочных выводов, избегали в своих работах далеко идущие рекомендации. Более того, в одной из самых ранних работ в этой области, которой пользовался в своей классификации А. А. Ханин, Г. И. Теодорович справедливо указывал, что если в коллекторе имеются трещины, результаты определения проницаемости пласта по керну могут привести к неправильным выводам о его продуктивности. Речь в данном случае, разумеется, идет не об отрицании важности литолого-петрографической и петрофизической характеристики пород, а о невозможности использования многих классификаций, основанных на этой характеристике, для оценки промышленных запасов нефти и газа вследствие произвольного деления коллекторов на типы и ошибочности вытекающих из этого практических выводов. Это обстоятельство и побуждает подойти к классификации коллекторов с иных позиций.

Фильтрационные и емкостные свойства пород-коллекторов нефтяного и газового пласта независимо от типа коллектора характеризуются рядом основных показателей:

1) пористостью;

2) проницаемостью;

) удельной поверхностью;

) гранулометрическим составом;

) механическими свойствами;

) насыщенностью пород нефтью, водой и газом.

Перечисленные свойства находятся в тесной зависимости с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов, определяющих основные запасы нефти в месторождениях Западной Сибири. По размерам различают структуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером более 2 мм), псаммитовую (0,1-0,2 мм), алевритовую (0,01-0,1 мм) и пелитовую (мене 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты) характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами в зависимости от состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.

Минералогический состав пород-коллекторов

Опыт разработки месторождений показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к метаморфическим и изверженным породам.

Метаморфические и изверженны породы, образовавшиеся при высоких температуре и давлении, не могут служить коллекторами для углеводородов. Нахождение в них нефти и газа вызвано миграцией последних в выветрелую часть этих пород, в которых в результате выщелачивания или выветривания, а так же под действием тектонических сил могли образовываться вторичные пористость и трещиноватость.

Например, на Шаимском месторождении Западно-Сибирской низменности нефть обнаружена в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. В месторождении Литтон Спрингс (Техас) нефть получают из пористого и трещиноватого серпентина. В месторождении Панхендл (Техас) нефть содержится в размытом граните, базальтном конгломерате; в месторождениях Колорадо (Флоренс, Тоу-Крик, Ренджели и др.), Калифорнии (Санта-Мария, Буена-Виста-Хилс) - в трещиноватых глинистых сланцах. В Западном Техасе, в известном месторождении Спраберри, газ получен из трещиноватых аргиллитов, сланцев и алевролитов. Изверженные породы основного состава образуют часть подземного нефтяного резервуара в месторождении Фэрбро (Мексика). В некоторых нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается из пористой окремнелой брекчии.

МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД.

Основные черты строения коллекторов нефти и газа зависят от происхождения, но происхождение в данном случае - лишь начало, которым обусловливаются многие свойства пород. В формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют вторичные процессы, а для терригенных пород, кроме того, их минералогический состав. Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс разрушения земной коры и концентрирование возникших в результате этого обломочных материалов. При этом в обломочные материалы могут входить обломки самой породы, частицы исходных минералов, а также продукты, прошедшие не только механическое дробление, но и химическую перестройку. В процессе такой дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской породы нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав.

Как известно, литосфера состоит преимущественно из алюминосиликатов, основные ее минералы полевые шпаты и кварц. Вследствие различной сопротивляемости их выветриванию полевые шпаты дают начало пелитам, состоящим в основном из глинистых минералов, а кварц - псаммитам. В соответствии с этим грубообломочные материалы образуют, например, отложения галечника, гравия и конгломератов, кварц в основном образует зернистые породы в виде песчаников, алевритов и алевролитов, а полевые шпаты после соответствующего химического изменения образуют глины, аргиллиты и т. п. Чаще всего последние в осадках встречаются вместе. Так, средний минералогический состав песчаников по Кларку следующий (в %):

Кварц ………………………………………………….….66,8

Полевые шпаты……………………………………………11,5

Глинистые минералы……………………………………….6,6

Лимонит……………………………………………………..1,8

Карбонаты…………………………………………………..11,8

Другие минералы…………………………………………....2,2

Если исходными породами были, например, граниты и кварциты, то при соответствующих условиях выветривания и переноса содержание кварца в песках может достигать 95-99%.

Петрографический анализ осадочных пород показывает, что в общей сложности в них встречается более 111 минералов. Однако большинство этих минералов либо отсутствует, либо составляет ничтожную величину. Доминируют из них, как упоминалось, кварц и полевые шпаты, долевое участие которых в осадконакоплении обуславливает коллекторские свойства терригенных пород.

Если в осадконакоплении в основном принимали участие полевые шпаты и продукты их химического преобразования, то, согласно изложенному выше, образованная ими порода может иметь глинистую основу и по этой причине оказаться плохим коллектором или вообще им не быть. И, наоборот, при участии в осадконакоплении в основном кварца, образованная им порода имеет песчаную основу и, как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами. Таким образом, минералогический состав пород влияет на их коллекторские свойства через гранулометрический состав, который при прочих равных условиях определяется неодинаковой прочностью минералов.

МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД.

Карбонатные породы представляют собой осадочные образования, сложенные на 50% и более карбонатными минералами. В число последних входят кальцит (и арагонит) - CaCO 3 , доломит - CaMg(CO 3) 2 , а также значительно более редко встречаемые магнезит - MgCO 3 , анкерит - Fe, Ca(CO 3) 2 , сидерит - FeCO 3 , стронцианит - SrCO 3 и др.

Из этих карбонатных минералов широко распространены в природе только кальцит и доломит, остальные встречаются в виде рассеянных выделений, отдельных линз, гнёзд, редко образуя более или менее значительные сплошные скопления. В этих случаях они имеют важное практическое значение как минеральное сырье, используемое во многих областях народного хозяйства.

Кальцит и доломит, являясь основными породообразующими карбонатными минералами, слагают известняки, доломиты и породы смешанного известково-доломитового состава. Эти породы встречаются в отложениях различных тектонических структур (платформенных и геосинклинальных) и самого различного возраста, от докембрия доныне. Доля их в общей массе осадочных образований земной коры оценивается по-разному. По всей вероятности около 20% являются наиболее реальными.

Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа

Породы-коллекторы, содержащие нефть и газ, в большинстве разрезов нефтегазоносных областей не образуют непрерывной пачки и чередуются с пластами других пород, не содержащих их. Такого рода комплексы называют нефтегазоносными свитами.

Породы-коллекторы являются частью нефтегазоносной свиты, выраженной в определенной литофации. А. В. Ульянов (1960) выделяет 15 самостоятельных литологических, или фациальных, групп (литофаций). Наиболее распространены известняки и доломиты, глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков, песчаники и пески. Реже всего нефтегазоносные свиты представлены в литофациях: песчаники с прослоями конгломератов; глины (сланцы) с прослоями и линзами известняков. В фациальных группах среди нефтеносных свит наиболее широко развиты нормальные морские осадочные отложения, угленосная фация и пестроцветные породы. Меньше распространены отложения флишевой фации.

М. Ф. Мирчинк (1955) различает в сложном процессе формирования залежей и месторождений нефти и газа два основных условия: первое - общие процессы, вызывающие движение нефти и газа по пористым пластам-коллекторам, и второе - условия, приводящие к скоплению этих флюидов в одном месте.

Флюиды перемещаются из областей нефтегазообразования в зоны, благоприятные для нефтегазонакопления. Нефть и газ скапливаются в породах-коллекторах в условиях, ограничивающих дальнейшее движение флюидов. К причинам, ограничивающим движение флюидов, М. Ф. Мирчинк (1955) и Н. Ю. Успенская (1955) относят: структурный, литологический и стратиграфический факторы, исходя из генетического принципа формирования залежей. По преобладающему значению одного из этих факторов в формировании залежей М. Ф. Мирчинк и Н. Ю. Успенская предлагают залежи нефти и газа подразделить на три главных типа: 1) структурные, 2) стратиграфические и 3) литологические. В свою очередь они подразделяются на ряд подтипов, или групп, которые делятся также на отдельные виды.

По мнению А.В. Ульянова (1954), основным фактором, определяющим скопление в недрах промышленных количеств нефти и газа, являются фациальные особенности осадков и тектонические (структурные) условия залегания проницаемых пластов. Для образования промышленных скоплений нефти и газа вполне достаточно даже весьма незначительного наклона пластов измеряемого долями градуса. Вследствие этого в платформенных условиях роль фациального фактора выявляется с особой полнотой. Первым, кто обратил внимание на это обстоятельство, был акад. И. М. Губкин (1913 г.), установивший характерные особенности рукавообразной формы залежи нефти Майкопского нефтяного месторождения.

Скопления нефти и газа в ловушках образуют природные резервуары. Пластовый резервуар представляет собой пласт-коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами.

По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами И.О. Брод (1951) предлагает выделять три основных типа природных резервуаров: I - пластовые резервуары; II - массивные резервуары; III - резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон.

Массивный природный резервуар - это мощная толща проницаемых пород, перекрытая практически непроницаемыми породами, ограниченная с боков плохо проницаемыми породами. Коллекторы, слагающие массивные резервуары, могут быть литологически однородными или литологически неоднородными. К литологически неоднородным коллекторам массивного природного резервуара относят, например Шебелинское газовое месторождение.

К резервуарам неправильной формы, литологически ограниченным со всех сторон, относят ловушки-резервуары всех видов, насыщенные газообразными и жидкими углеводородами, окруженные со всех сторон практически непроницаемыми породами.

Залежью нефти и газа, по Н.А.Еременко (1961), называется всякое элементарное, или единичное, их скопление в пластах-коллекторах. Под месторождением нефти и газа, по И. О. Броду (1951), следует понимать совокупность залежей этих продуктов в недрах одной и той же площади, образование которых контролируется единым структурным элементом. Количество залежей в месторождении, как и литология коллекторских толщ, могут быть самыми различными.

Формы залегания коллекторских толщ тесно связаны с формами залежей нефти и газа и в то же время имеют свои особенности.

Залежи формируются в процессе миграции жидких и газообразных углеводородов через пористые среды. Любые перемещения нефти, газа и воды в земной коре называют миграцией. Основным фактором, способствующим миграции, являются тектонические силы, предопределяющие наклоны пластов, и в отдельных случаях нарушение сплошности залегания пластов. Наравне с латеральной миграцией пластовых флюидов при определенных условиях (зоны нарушений, трещины; "литологические окна") может происходить и вертикальная миграция.

Под действием силы всплывания нефть и газ мигрируют вверх по резервуару. Двигаясь по пористому пласту вдоль наклонной кровли резервуара, сложенной плохо проницаемыми (практически непроницаемыми) породами, встречая на своем пути препятствие (экран), они образуют скопления, или залежи (Савченко, 1953; Gussow, 1955; Козлов, 1959). Генетически форма залежи обусловливается образованием ловушки, являющейся частью природного резервуара.

А. И. Леворсен (1958) предлагает все ловушки подразделять на три основных типа: 1) структурные; 2) стратиграфические; 3) комбинированные структурные и стратиграфические.

Структурные ловушки подразделяются в соответствии с характером деформации слоев, изменением угла падения, сбросами и сочетанием складок и сбросов. Различают деформации сжатия, образующие симметричную, асимметричную и опрокинутую антиклинали, равноосный купол, синклиналь; деформацию, обусловленную различной степенью уплотнения слоев вокруг погребенных выступов; деформацию, обусловленную возрождением (поднятием) погребенной структуры и др.

Стратиграфические ловушки формируются не только в процессе осадкообразования, но являются во многих случаях также следствием процессов диагенеза и несут следы воздействия тектонических сил, обусловливающих наклон пластов. Поэтому многие исследователи считают наименование "стратиграфические ловушки" неудачным. Однако большинство под стратиграфической ловушкой понимает такую, в которой более поздняя структурная деформация (тектонические эффекты) играла подчиненную роль в процессах миграции, аккумуляции (накопления) и сохранения нефти и газа в залежи (Пирсон, 1961). К категории таких ловушек относят цитологические и стратиграфические, образовавшиеся в результате процессов осадкообразования в прибрежной зоне и развития береговой линии. Иногда трудно отличить лито- логическую залежь от стратиграфической. К литологическим относят залежи, приуроченные к участкам и зонам выклинивания пласта-коллектора; залежи, образовавшиеся в связи с замещением проницаемых пород непроницаемыми; залежи, приуроченные к линзовидно залегающим породам-коллекторам, рукавообразные (шнурковые).

Примерами последних являются ловушки линзообразной формы, состоящие из скоплений песка или песчаника, образовавшиеся в условиях регрессивной древней береговой суши, погружающейся в воду (прибрежный бар, вытянутые барьеры, береговой вал, песчаный риф), например, Канзасская шнурковая залежь в Гринвальде; залежи Олимпии и шнурковые залежи Ред Форк в Оклахоме; Мьюзик Маунтен в Пенсильвании; залежи 2-го и 3-го песчаников Венанго в Пенсильвании и др. Шнурковые газовые залежи Мичигана, Ред Форк в Оклахоме связаны с отложениями песка над прибрежными поднятиями, мелью или банками.

Залежь Барбенк в Оклахоме приурочена к остроконечным барам и мысам с дюнными холмами и гребнями. Песчаные породы-коллекторы сложены хорошо сортированным обломочным материалом. Подобные породы-коллекторы содержат залежи нефти в Майкопском нефтяном районе Северного Кавказа (Хельквист, 1954).

Линзообразные формы песка и песчаника (литологические ловушки) с четко выраженной косой слоистостью, чередованием песков и глин, образовавшиеся в условиях колеблющейся береговой линии морского бассейна (дельта), характерны для песчаных коллекторов месторождений Бредфорд и Гранд Валлей в Пенсильвании. В условиях колеблющейся береговой линии наблюдается также клинообразное залегание терригенных и хемогенных осадков. Например, к пористому доломиту и гипсу, переслаивающимися с глинистыми сланцами, приурочено газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и Оклахоме.

При устойчивой древней береговой линии моря коллекторами могут быть коралловые рифы. С ними связаны месторождения Канчуринское, Мусинское и другие в Ишимбайском Приуралье, а также Кэпитэн Риф в Техасе, Нью-Мексико.

В формировании стратиграфических залежей преобладающая роль принадлежит стратиграфическим несогласиям. Сюда относят залежи, связанные с пластами-коллекторами, срезанными эрозией и прикрытыми несогласно налегающими плохо проницаемыми породами; залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к погребенным структурам и эродированной поверхности погребенных останков палеорельефа и выступов кристаллических пород.

К типу комбинированных структурных и стратиграфических ловушек относят пласты-коллекторы, структурные признаки которых эквивалентны признакам, характерным как для стратиграфических, так и для литологических ловушек в отношении характера аккумуляции, миграции и условий сохранения нефти и газа. Комбинированные структурные и стратиграфические ловушки в общих чертах подразделяются С. Д. Пирсоном (1961) на два основных подтипа в зависимости от действовавшего процесса перерыва, который мог быть эрозионным или деформационным.

Под термином "деформационный перерыв" понимается такой процесс, во время действия которого пластическая деформация с растяжением и механическим сдавливанием пластов коллектора играют важную роль в запечатывании ловушки.

Комбинированные структурные и стратиграфические ловушки, связанные с эрозионным перерывом, обычно характеризуются угловым несогласием в залегании слоев, возникшим в результате срезания антиклинальных крыльев структур. На рис. 1 дан типовой разрез залежи Оклахома-Сити; породы-коллекторы, вмещающие залежи, характеризуются первичной пористостью.

Рис. 1. Типовой разрез залежи Оклахома-Сити (по Пирсону).

На рис. 2 приведен разрез залежи с коллектором - известняком с вторичной пористостью, возникшей вследствие выщелачивания карбонатной породы.

Рис. 2. Коллектор-известняк с вторичной пористостью.

порода коллектор нефть газ

К подобному типу относят большинство залежей, приуроченных к кремнистым известнякам (Канзас), линзу Арбакл, залежь Западный Эдмонд в Оклахоме, залежи Восточно-Техасского месторождения и песок Вудбайн с коллеутором, - несогласно залегающими песками, образовавшимися в результате выщелачивания известкового цемента, известковистых песчаников. Сюда же относят структурную зону Буа д"Арк с коллектором - пористым доломитом, образовавшимся вследствие замещения кристаллического известняка доломитом; кроме пористости гранулярного типа доломиты пронизаны трещинами и кавернами растворения.

Комбинированные структурные и стратиграфические ловушки, связанные с эрозионным перерывом, могут возникнуть также в результате эрозионного стратиграфического несогласия. Так, залежи Луизиана и ЭТС в Техасе связаны со слабыми изгибами слоев поверхности несогласия; коллектором служат пористые выщелоченные известняки и доломиты. Примером ловушек в выветрелых породах древней: поверхности суши являются многие залежи газа в Тюменской области Западно-Сибирской низменности (Шаимское, Ленинское, Березовское и др.). Подобные залежи известны в США, например, залежь Вери в Канзасе и конгломерат Суй (рис. 3); порода-коллектор не имеет чёткого стратиграфического положения и главным образом связана с террасовидной формой палеорельефа.

Рис. 3. Коллектор - выветрелая порода, слагающая древнюю поверхность суши (залежь Вери в Канзасе).

Среди комбинированных структурных и стратиграфических ловушек выделяются ловушки, образование которых связано с деформационным (структурным) перерывом. Примерами ловушек, образовавшихся при выклинивании пластов путем их сдавливания, служит большинство соляных куполов с наиболее сильно выраженным ядром протыкания и расположением пластов-коллекторов по периферии того или иного соляного штока (рис. 4). Подобные залежи известны в Урало-Эмбенской области, на побережье Галф Коста в Техасе и Луизиане и в других пунктах.

Рис. 4. Залегание пластов-коллекторов по периферии соляного штока.

Породы-коллекторы западной Сибири

Западно-Сибирская нефтегазоносная область по геологическому строению является молодой платформой. Платформенный чехол состоит из осадочных образований мезозоя и кайнозоя. Мощность осадочного чехла в краевых частях платформы 100 - 1500 м, к центру увеличивается до 3000-4000 м (Дмитриев, Ровнин, Эверье, 1962). Мезозойские отложения залегают на древнем сильно дислоцированном палеозойском фундаменте, представленном комплексом изверженных, осадочных и метаморфических пород - гранитами, гранито-гнейсами, порфиритами, диабазами, глинистыми сланцами. В западной и центральных частях Западно-Сибирской низменности выделяются крупные региональные структуры - своды и впадины (Гурари, Ростовцев и др., 1963); сводовые поднятия - Северо-Сосьвинское, Коидинское, Тазовское, Обское, Нижневартовское, Александровское, Нижневахское и др. - имеют протяженность 300-400 км и амплитуду 700-800 м. Сводовые поднятия разделяются сопредельными впадинами - Надымской, Ханты-Мансийской, Верхнекондинской, Юганской, Пуровской и др. Амплитуды погружения по поверхности фундамента достигают во впадинах 1300 - 1500 м. Локальные поднятия в основном представляют собой складки с очень пологими углами падения на крыльях, измеряемыми минутами и единицами градусов.

Промышленная нефтегазоносность связана с прибрежно-континентальными отложениями, составляющими нижнюю часть платформенного чехла Западно-Сибирской платформы.

По данным Т. И. Гуровой и В. П. Казаринова (1962), Л. П. Колгиной, А. Г. Орьева, Е. С. Рабиханукаевой и О. Л. Черникова (1961), на протяжении юрского и неокомского времени на территории Западно-Сибирской низменности неоднократно существовали условия, способствующие накоплению мощных толщ песчаных и алевритовых пород, более или менее отсортированных, однородных, характеризующихся хорошими коллекторскими свойствами. Накопление этих отложений происходило в аллювиальных условиях и в прибрежной части крупных озерных и лагунных бассейнов в нижне- и среднеюрское и готерив-барремское время; среди прибрежно-морских фаций в байос-нижнекелловейское и верхнеюрское время и в мелководной морской обстановке в валанжине. Формирование песчаных толщ происходило главным образом в зонах, расположенных вблизи от областей сноса, где отлагался более крупнозернистый материал.

Среди песчано-алевритовых пород юры и неокома наиболее полно процессы перекристаллизации, растворения, замещения, деформации, уплотнения и вторичного минералообразования проявляются в отложениях нижнее-среднеюрского - нижнекелловейского возраста. Эти процессы проявились в ухудшении коллекторских свойств пород.

Наиболее мощные пласты песчаных и алевритовых пород с высокой емкостью и проницаемостью характерны для отложений верхнего валанжина и готерив-баррема.

Коллекторы кварцевого и существенно кварцевого состава приурочены к Зауральской части Западно-Сибирской низменности, что связано с наличием мощной коры выветривания в период, предшествовавший накоплению осадков мезозоя. На востоке низменности породы-коллекторы кварцевого состава отмечаются лишь в отложениях нижней и средней юры.

В юго-восточной и восточной частях низменности породы-коллекторы обогащены полевым шпатом (аркозовые и кварцево-полевошпатовые песчаники и алевролиты), что связано с составом пород областей сноса (Колгина, Орьев, Рабиханукаева, Черников, 1961).

Зона регионального выклинивания юрских отложений шириной до 200 км прослеживается вдоль Северо-Сосьвинского и Кондинского сводов и Туринского выступа и является, по мнению многих исследователей, зоной регионального газонефтенакопления в верхнеюрской песчано-глинистой толще. К ней приурочены Березово-Игримская группа газовых месторождений и Шаимское нефтяное месторождение.

В пределах Западно-Сибирской низменности нефтяные месторождения открыты в трех районах: Шаимском, Красноленинском и Сургутском. В первых двух районах это однопластовые залежи, сформировавшиеся в базальном слое в период верхнеюрской трансгрессии. Залежи располагаются на породах фундамента и нижней - средней юры. Свободные дебиты нефти в Шаимском районе достигают в ряде скважин 350 т/сутки; на Каменном месторождении нефти с глубины 2416-2423 м. получен свободный дебит нефти около 1000 т/сутки. В Сургутском районе развиты многопластовые сводовые залежи, приуроченные к отложениям неокома. Так, на Усть-Балыкской структуре притоки нефти получены из 8 пластов в отложениях неокома, а также из юрских пород, На Мегионской структуре разведочными работами установлена нефтеносность двух песчаных пластов в нижнемеловых отложениях. Песчаный пласт, залегающий в отложениях верхнего валанжина, вскрытый скв. 1, дал приток нефти дебитом 226 м 3 /сутки через 20-мм штуцер. Пласт сложен песчаниками с пористостью 20-23% и проницаемостью 280 мд (средние данные). Из этого же пласта на Соснинской структуре получена нефть с дебитом до 450 т/сутки. На Локосовской структуре из пласта, залегающего в нижнемеловых отложениях (с глубины 2171-2180 м), получен фонтан нефти со свободным дебитом около 350 т/сутки; на Медведевской структуре - нефть из юрских песчаников со свободным дебитом 350 т/сутки.

Залежи газа в Березовском газоносном районе приурочены к базальтному песчаному горизонту, залегающему на выступах палеозойского фундамента. Песчаники на сводах структур часто отсутствуют и появляются на их крыльях, окаймляя так называемые "лысые" своды (Дмитриев, Ровнин, Эрвье, 1962; Ансимов, Васильев, Ровнин др., 1962). Покрышкой газовых залежей служит толща аргиллитов валанжина мощностью 70-100 м. Промышленные газоносные горизонты залегают на глубине 1200-1780 м, пластовые давления соответственно составляют 127-184 ат; дебиты газа изменяются от 500 до 5000 тыс. м 3 /сутт. Месторождения района приурочены к юго-восточному склону Северо-Сосьвинского регионального поднятия, к области выклинивания юрских и валанжинских отложений. Коллекторами являются базальтные прибрежно-морские песчаники во-гулкинской толщи, возраст которой в разных участках района изменяется от келловейского до верхневолжского и, возможно, до валанжинского и готеривского (Нестеров, 1962).

В другой группе месторождений - Мегионском и Усть-Балыкском - нефтяные залежи приурочены к более молодым нижнемеловым отложениям. Месторождения в отличие от Приуральских многопластовые, сводового типа. Шаимское месторождение нефти приурочено к зоне выклинивания юрских песчаников, образующих ряд брахиантиклинальных структур (Мулымьинскую и др.), и к трещиноватым зонам выступов фундамента. Притоки нефти из пород фундамента составляют 0,2-2,5 т/сутки.

По данным Л. В. Ровниной (1962), возраст продуктивного горизонта в Березовском районе изменяется от средней юры - келловея до валанжина, в Шаимском районе возраст верхнеюрский (кимеридж). Нижняя часть продуктивной толщи сложена ракушечниками. Иногда между нижней и верхней пачками залегают прослои глин и алевролитов. Продуктивный горизонт называют "березовским горизонтом". Он формировался на эродированной поверхности кристаллического фундамента в основном в прибрежно-морских условиях (Маркевич, Козлова, 1962).

На Шаимском и Мартымыльинском месторождениях нефти породами-коллекторами являются базальный верхнеюрский песчаник мощностью от 0 до 15-20 м, а на "лысых сводах" - изверженные и метаморфические породы фундамента.

В восточной части Нижневартовского сводового регионального поднятия на Соснинском месторождении нефти продуктивным горизонтом является тюменская свита. Испытание скв. 1 на глубине 2128-2140 м выявило приток нефти, равный 350 т/сутки через 12-мм штуцер.

В 1962 г. на территории Томской области из скв. 3 Усть-Сильгинской структуры, расположенной в северо-западной части Сенькино-Сильгинского вала, получен фонтан газа 100 тыс. м 3 /сутки и конденсата более 14 тыс. м 3 /сутки при статическом давлении на устье 178 am и пластовом 248 am.

Усть-Сильгинское поднятие приурочено к локальному выступу доюрского фундамента (Левченко, 1962). На размытой поверхности фундамента несогласно залегает тюменская свита нижней и средней юры, представленная часто переслаивающимися плотными полимиктовыми песчаниками, алевролитами глинистыми плотными, иногда углистыми аргиллитами; в нижней части свиты имеются пласты угля, мощностью до 20 м. Мощность свиты 137-236 м. Марьяновская свита (верхняя юра и валанжин) сложена аргиллитами с редкими тонкими прослоями песчаников и алевролитов. В подошве свиты песчаники, алевролиты и аргиллиты часто переслаиваются. Мощность свиты 104-118 м.

Продуктивные горизонты, содержащие газ и конденсат, приурочены к средней и верхней частям тюменской свиты и к подошве марьяновской свиты. Открытая пористость песчаников колеблется от 13 до 22 %; проницаемость не превышает 83 мд (Левченко, 1962).

В северо-западной, восточной и юго-восточной частях низменности в отложениях нижней - средней юры - нижнего келловея развиты песчаные породы, в ряде случаев с высокими коллекторскими свойствами: открытая пористость около 26%, проницаемость 0,4-4,7 д. Ухудшение коплекторских свойств пород нижней - средней юры наблюдается главным образом в центральной части низменности и в районе широтного течения р. Оби. Оно связано с проявлением процессов вторичного минералообразования и с обилием глинистого материала в породах (Гурова, 1961). Значительное содержание глинистого цемента в песчаных породах, носящее региональный характер, связывается с условиями накопления коллекторских толщ главным образом континентального происхождения. Т. И. Гурова отмечает особенно обильное содержание глинистого цемента в породах Назинского и Сургутского районов (преобладание пойменных фаций). Коллекторы более высоких классов приурочиваются к участкам, зоны обрамления Западно-Сибирской низменности с повышенным содержанием в породах среднезернистых песчаных частиц и пониженным количеством пелитовых частиц. Так, в Березовском районе развиты породы-коллекторы I и II классов; к западу от Тобольска - III и IV классов; к юго-востоку от Тобольска - I-V классов; в районе Омска - III и IV классов; в Сургутско-Барабинском районе - V класса; в районе Колпашево - III и IV классов и к западу от него - III и более высоких классов.

В разрезе верхней юры наиболее мощные пласты песчаных пород и органогенно-обломочных известняков, относимых к коллекторам I и II классов, вскрытых в Шаимском нефтеносном и Березовском газоносном районах Приуральской части низменности, которая располагалась в прибрежной области морского бассейна (Гурова, 1961; Гурова, Казаринов, 1962).

В Березовском, районе, в зоне развития структур Березовской, Деминской, Пунгинской, Чуэльской и др., породы продуктивного газоносного горизонта представлены песчаниками кварцево-поле-вошпатовыми и кварцевыми, средне-, разно- и мелкозернистыми, слабоуплотненными. Открытая пористость пород 25-30%; проницаемость 1,4-2,4 д. Песчаники кварцевого состава характеризуются более высокой проницаемостью, чем кварцево-полевошпатовые и полимиктовые.

С вогулкинской толщей связаны все газовые месторождения Березовского района. Продуктивная вогулкинская толща юры представляет собой прибрежную фацию абалакской или, в некоторых случаях, тутлеймской свит и залегает на породах фундамента (граниты, гранито-гнейсы, гранодиориты), коры выветривания или на осадках тюменской свиты. Состав толщи соответственно песчанистый: песчаники мелкозернистые, средне-мелкозернистые, разнозернистые, гравелитистые.

Вогулкинская толща делится на две пачки: нижнюю, песчано-гра-велитовую, и верхнюю, известково-песчанистую или известково-ра-кушечниковую. Мощность толщи колеблется от 3-4 до 50-80 м и более (по скв. 6-Р Чуэльской структуры 121 м; по скв. 23-Р Южно-Алясовской структуры 103 м). К сводам структур мощность уменьшается, а нередко полностью выклинивается. Проницаемость продуктивного пласта, рассчитанная по данным испытания скважин, составляет: на Березовской структуре 540-2000 мд, на Деминской - 260-1120 мд, на Южно-Алясовской и Северо-Алясовской - 130- 4200 мд и на Чуэльской - 110-880 мд (Ансимов, Васильев, Ровнин, 1962).

Газонасыщенноеть пород продуктивного пласта на площади Бе- резовских месторождений изменяется в пределах 0,68-0,94. Коэф- фициент газонасыщенности на Березовском месторождении по про- мыслово-геофизическим данным равен 0,72 и на Деминском - 0,92 (Микаэлян, 1961)

В Березовском газоносном районе, по данным Л. М. Зорькина (1963), для нижнего продуктивного горизонта (вогулкинская толща) наблюдается возрастание минерализации к центральным частям Западно-Сибирской низменности. На этом общем фоне выделяется полоса повышенных минерализаций, протягивающаяся от Макаркинских структур через Березово-Устремскую зону к Игриму. Этот факт находит объяснение в изменении коллекторских свойств горизонта и соответственно - в гидродинамических условиях пласта. Так, к северо-западу от Березовского района происходит улучшение коллекторских свойств горизонта на общем фоне опесчанивания всего разреза мезозоя. Появление относительно высокоминерализованной зоны (Макаркино - Игрим) связано с резким ухудшением коллекторских свойств пород горизонта с одновременным сокращением мощности вплоть до полного выклинивания живого сечения потока (наличие "лысых" сводов фундамента, перекрытых глинами;перекрытие потока газовыми залежами). Все это обусловило резкое ухудшение водообмена, о чем свидетельствует так же, помимо общей минерализации, степень метаморфизма вод, концентрация в водах брома и йода.

В центральной части Западно-Сибирской низменности в отложениях вогулкинской толщи в основном преобладают песчано-алевритовые породы-коллекторы V класса. В восточной части низменности развиты породы-коллекторы IV и V классов.

По данным С. И. Шишигина и В. Л. Кокунова (1961), для тюменской свиты (отложения средней и верхней юры) в районе Назино-Пудино-Колпашево характерны песчаники средней емкости с пониженной проницаемостью.

Второй продуктивный пласт (Н) в Березовсом районе залегает на 75-140 м выше первого, в нижней части отложений готерива - баррема и отделяется от нижнего пласта непроницаемой толщей глин и аргиллитов. Пласт Н газоносен на Деминской и Алясовских структурах. На других структурах он не выделяется (Игримская, Пархомская) или замещен глинистыми отложениями (Чуэльская структура). Наибольшая мощность продуктивного пласта зафиксирована на Алясовских структурах: на своде 26-28 м и на крыльях около 33 м. На Березовской и Деминской структурах пласт Н разделяется глинистыми прослоями на четыре пласта - коллектора мощностью каждый 1,5 - 6 м. Породы-коллекторы сложены алевролитами с пористостью 18 - 27 % и проницаемостью от 4 до 160 мд (Ансимов, Васильев, Ровнин и др., 1962). По данным Т.И. Гуровой, общая мощность песчаных прослоев в отложениях готерива - баррема составляет в районах Парабели, Нарыма, Ларьяка и Напаса 60 - 70 м, в Александрово - 100м, в Пудино - 121 м. Породы- коллекторы I класса отложений готерива-баррема развиты на большой площади, заключенной между реками Енисеем и Обью и несколько к западу от нее. Породы-коллекторы II и III классов приурочены к широкой зоне обрамления низменности с запада и юга. Коллекторы IV класса занимают зону справа от р. Иртыш (Татарск - Тара - Тобольск - Ханты-Мансийск). Площадь распространения коллекторов низших классов более ограничена, чем средних и высоких классов.

В Тазовско-Охтеурьевской газоносной зоне весьма перспективны на газ мезозойские отложения. На Тазовском газовом месторождении фонтан газа с глубины 2644 м с дебитом примерно 2- 2,5 млн.м 3 / сутки получен при бурении опорной скважины, заложенной на крупном антиклинальном поднятии длиной более 50 км. Продуктивными на газ являются песчаники готерив-барремского возраста. На Охтеурьевском месторождении (в северной части Александровского вала) с глубины 1809 м из песчаников баррема получен фонтан газа со свободным дебитом примерно 1,5- 2 млн. м 3 /сутки (Багирян, Васильев, Гришин, 1963).

Заключение

В настоящей работе кратко рассматривается лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности самого объекта исследований.

Следует признать, что до сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.

Изложенные принципы типизации терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа.

Список использованной литературы

1) Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. - Москва: "Недра", 1965. - 360 с.

2) Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - Москва: "Недра", 1977. - 287 с.

) Медведев Ю. А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000 - 158 с.

) Киркинская В. Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - Л.: "Недра", 1981. - 255 с.