Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:
Условия аккумуляции и фильтрации флюидов;
Величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;
Характер проницаемости;
Генезис и тип пород.
Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.
По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным - трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными , поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин. Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые .
По условиям аккумуляции флюидов , которые определяются морфологией пустотного пространства коллекторы также делятся на простые и сложные (смешанные).
В простых коллекторах пустотное пространство представлено следующими видами: порами, кавернами, карстовыми полостями и трещинами .
Поровые коллекторы обычно связаны с терригенными породами – песчаниками и алевролитами и реже - с органогенными карбонатными породами. Особенность этих пород-коллекторов заключается в том, что в них как емкость, так и фильтрация обусловлена структурой межгранулярной пористости - межзерновыми сообщающимися порами, образующими поровые каналы. Диапазон изменения объема порового пространства в этих коллекторах очень большой – от единиц до 40-50 %. Остальные виды пустотного пространства - каверны, карстовые полости и трещины в основным вязаны с карбонатными коллекторами.
Чисто трещинные коллекторы встречаются редко. Образуются они за счет вторичной трещиноватости в плотных жестких и хрупких породах, минеральная часть которых практически лишена пористости. Такими породами являются массивные пелитоморфные известняки, доломиты, мергели, песчаники, окремнелые аргиллиты, сланцы а также метаморфические, магматические и глинисто-кремнисто-сапропелевые породы. Часть пустот в коллекторах трещинного типа может быть образована межзерновыми порами, однако их суммарный объем составляет не более 5-7 %. К тому же часть этих пор является изолированной. Чисто трещинные коллекторы обладают низким объемом пустотного пространства, обычно не более 2,5-3 %.
Смешанное пустотное пространство характерно для карбонатных пород, где оно представлено сочетанием видов пустот, которые образуют следующие типы пустотного пространства: порово-трещинное, порово-каверновое, карстово-каверновое, порово-каверново-карстовое, порово-стилолитовое. Трещинно-поровые коллекторы преимущественно связаны с карбонатными породами, пустотное пространство которых образовано, главным образом, межзерновыми порами и кавернами. При характеристике типа коллектора основной вид пустот ставится в названии на последнее место.
По величине эффективной пористости коллекторы делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород, так и не зависимо от них. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова (1943) разделили терригенные коллекторы на пять классов. Практическое значение имеют коллекторы первых четырех классов.
Таблица. Классификация терригенных пород-коллекторов по величине эффективной пористости
По величине коэффициента проницаемости коллекторы также делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород или типа фильтрующих пустот, так и не зависимо от них. Например, Г.И. Теодорович, не зависимо от типа фильтрующих пустот разделил все породы-коллекторы по величине коэффициента проницаемости на пять классов (таблица).
Таблица. Классификация коллекторов по величине коэффициента проницаемости (по Г.И. Теодоровичу)
Практическое значение для нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трех классов, а для газов также и четвертый класс.
Широко используются классификации по эффективной пористости и проницаемости раздельно для терригенных (песчано-алевритовых) коллекторов (А.А. Ханина, 1969) и карбонатных коллекторов (И.А. Конюхова, 1964). В классификации А.А. Ханина выделено шесть классов песчано-алевритовых коллекторов по их гранулометрическому составу, величине эффективной пористости и проницаемости.
Таблица. Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью (по А.А. Ханину, 1969)
П р и м е ч а н и е. Диаметр частиц (в мм): песчаник среднезернистый 0,5-0,25, песчаник мелкозернистый 0,25-0,1, алевролит крупнозернистый 0,1-0,05, алевролит мелкозернистый 0,05-0,01.
В классификации И.А. Конюхова выделено три группы карбонатных коллекторов по качественной оценке их емкости, и восемь классов по количественным значениям проницаемости и эффективной пористости.
Таблица. Классификация карбонатных коллекторов (по И.А. Конюхову)
5. По вещественному (литологическому) составу горных пород выделяются две основные группы коллекторов: терригенная и карбонатная. Кроме них существуют коллекторы, связанные с глинистыми, вулканогенными, вулканогенно-осадочными, метаморфическими и магматическими породами, а также породами кор выветривания.
Терригенные или песчано-алевритовые коллекторы . Коллекторы этого типа занимают основное место среди пород-коллекторов. С ними связана весьма значительная часть запасов нефти и газа. ЁФС терригенных коллекторов определяются в основном структурой порового пространства, поэтому их часто называют гранулярными или межгранулярными. Их общей особенностью является постепенное понижение ЁФС с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и других процессов.
Таблица. Классификация коллекторов нефти и газа по литологическому составу (по Б.К. Прошлякову и др.)
Карбонатные коллекторы . Они занимают существенное место среди пород-коллекторов. Причём значительная часть мировых запасов нефти и газа связана с трещинно-поровыми типами, небольшая с порово-трещинными и ничтожная с чисто трещинными.
Карбонатные породы являются полигенетической группой и по генезису первичных элементов могут быть хемогенными, органогенными, обломочными и смешанными. Часто в них присутствует терригенный материал, а иногда - пирокластический материал и аутигенные примеси в виде сульфатов, силикатов и других минералов.
Разные генетические группы карбонатных пород имеют различные характеристики первичной пористости и проницаемости. Уже на этапе формирования лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками отличаются органогенные, особенно рифогенные, обломочные и оолитовые карбонатные породы. Они имеют поры сравнительно правильной формы, которые равномерно распределены в объеме породы. Поровые каналы обычно имеют значительные размеры.
Карбонатные породы имеют сложный характер емкостного пространства, образованного порами, кавернами, карстовыми и стилолитовыи полостями, а также трещинами и очень неравномерное его распределение в объеме породы. Емкость в карбонатных коллекторах образуется и преобразуется на всех стадиях литогенеза и зависит, главным образом, от межзерновой пористости, а фильтрация обусловливается преимущественно трещинами, поэтому карбонатные коллекторы часто называют трещинными .
Глинистые коллекторы . Эти коллекторы нефти и газа известны очень давно в разных регионах мира, в том числе на Северном Кавказе. Наиболее широко глинистые коллекторы распространены в центральной и южной части Западной Сибири, где они называются «баженитами. Там, на границе нижнего мела и верхней юры, в составе региональной покрышки развита баженовская свита, которая является промышленно нефтеносной.
У глинистых аргиллитоподобных коллекторов баженовского типа есть общее характерное свойство – высокое, в среднем 22,5 %, содержание органического вещества (ОВ) сапропелевого типа, наличие свободной кремнекислоты, в среднем 29,5 % и проявление сингенетичной нефтеносности. Таким образом, эти породы имеют смешанный трехкомпонентный глинисто-кремнисто-сапропелевый состав. Пустотное пространство глинистых коллекторов связано с их текстурной неоднородностью, имеет сложную морфологию и трещинный характер. Текстурная неоднородность определяется наличием жесткого каркаса из кремнекислоты и ОВ.
Кроме трехкомпонентных баженитов, среди глинистых коллекторов выделяются четырехкомпонентные породы, состоящие из глинистых минералов, кремнезема, пелитоморфного карбоната и ОВ , содержание которого находится в пределах от 8 до 20 % по весу. Их характерным примером являются породы доманиковой свиты верхнего девона Волго-Уральской НГП, или просто - доманикиты .
Глинистые коллекторы Северного Кавказа – хадумиты , являются двухкомпонетными. Они состоят из глинистых минералов и кремнезема. Название дано по хадумской свите майкопской серии пород.
Коллекторы магматических, метаморфических пород и их кор выветривания . Данные типы коллекторов связаны с фундаментом осадочных бассейнов (ОБ). В настоящее время на Земле известно порядка 450 промышленных месторождений нефти и газа, часть которых по своим запасам относится к крупным и уникальным. Общие начальные запасы месторождений фундамента составляют 15 % мировых доказанных запасов категории А + Б. Большинство залежей - 40 %, и более 75 % запасов УВ, находящихся в фундаменте связано с кислыми породами: гранитами и гранитоидами.
Характерной особенностью нефтегазоносносности фундамента является то, что коллекторы и флюидоупоры в нём могут быть представлены одной и той же породой. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет каверново-трещинный и трещинный типы, которые связаны с рядом вторичных процессов: палеогипергенными и паледенудационными, дизъюнктивной тектоникой, гидротермальным выщелачиванием неустойчивых минералов, контракционной усадкой магматических пород и сочетанием этих процессов.
Морфологически выделяются следующие типы коллекторов:
1) выступовые, связанные:
а - с эрозионно-тектоническими выступами с массивным типом природного резервуара;
б – со сложным распределением пустотного пространства внутри гранитных массивов в виде гнёзд, линз, жил, «ёлочки»;
2) площадные, связанные с корой выветривания;
3) линейные, связанные с зонами динамического влияния разломов;
4) жильные, связанные:
а - с зонами повышенной тектонической трещиноватости и гидротермальной деятельности;
б – с древними речными долинами, как правило, дренировавших зоны разломов;
5) линейно-узловые, связанные с узлами пересечения тектонических разломов.
Часто кора выветривания и базальный горизонт осадочного чехла образуют единый природный резервуар.
6. По распространенности выделяют породы-коллекторы, которые имеют региональное, зональное и локальное распространение.
7. По толщине и выдержанности литологического состава выделяют коллекторы, характеризующиеся выдержанностью или невыдержанностью толщин, литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств.
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.
Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород.
К настоящему времени предложен ряд классификаций коллекторов терригенного (обломочного) и карбонатного состава, однако ни одна из них не получила практического применения. Это объясняется тем, что трудно создать универсальную классификацию коллекторов, которая отражала бы все их свойства и представляла бы не только академический интерес, но и удовлетворяла бы запросам промышленности, оказывая существенную помощь при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.
В различных опубликованных классификациях рассматриваются самые разнообразные свойства коллекторов: в одних излагаются морфология и генезис поровых пространств (И.М. Губкин), в других коллекторы расчленяются по форме их поровых пространств (П.П. Авдусин и М.А. Цветкова), в третьих они расчленяются по проницаемости (А.Г. Алиев, Г. И. Теодорович), далее по признакам, характеризующим различные генетические типы коллекторов (Н. Б. Вассоевич), наконец, по эффективной пористости и проницаемости (А. А. Ханин) и т. д.
Основываясь на данных о пористости и проницаемости горных пород, все известные коллекторы нефти и газа можно подразделить на две большие группы: межгранулярные (поровые) и трещинные.
Основное их различие заключается в том, что емкость и фильтрационные свойства межгранулярных коллекторов (чаще всего песчаников) определяются в основном структурой порового пространства, тогда как в трещинных коллекторах фильтрация нефти и газа обусловливается главным образом трещинами. Основной емкостью для трещинных коллекторов служат те же, что и для межгранулярных, - межзерновые поры, а в карбонатных породах также и каверны, микрокарстовые пустоты и стилолитовые полости.
Роль самих трещин в общей емкости трещинного коллектора, как правило, незначительна и лишь иногда возрастает в зонах дробления горных пород вблизи дизъюнктивных дислокаций.
Трещинные коллекторы характеризуются разнообразием и сложностью их строения, наличием в них микротрещин, роль которых является ведущей в фильтрации флюидов. Однако не следует смешивать трещинный коллектор с трещиноватой породой, так как трещинный коллектор характеризуется лишь ему присущими специфическими особенностями, которые были указаны выше.
Е.М. Смехов и другие по условиям фильтрации выделяют два типа коллекторов - межгранулярные и трещинные, - а по характеру их емкости - каверновый, карстовый, смешанный и порово-трещинный, которые, в свою очередь, подразделяются по преобладающему значению той или иной структуры пустот.
Большая часть имеющихся в трещиноватых породах пустот, определяющих тип коллектора, сообщаются благодаря широко развитой в них сети микротрещин.
Приведенная классификация трещинных коллекторов может оказаться полезной на практике, так как выделение в разрезе того или иного типа трещинного коллектора способствует выбору надлежащего метода разведки и разработки месторождения, а также учету необходимых параметров (пористость, коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи) для подсчета запасов нефти и газа.
Природные коллекторы весьма разнообразны по строению и чаще всего представлены смешанными типами с преобладанием того или другого основного типа.
Во всех районах распространены преимущественно две системы трещин, одна из которых, как правило, имеет простирание, совпадающее с простиранием слоев, вторая - с направлением падения слоев. Спорадически появляются диагональные к ним системы трещин.
Другой характеристикой трещиноватости является густота трещин, тесно связанная с литологией пород. Обычно наибольшей рас-тресканностью обладают кремнистые разности, затем глинистые и известковистые. В песчаных разностях в общем случае отмечены минимумы трещиноватости. Интенсивность трещиноватости не зависит от мощности слоя, что доказано на большом фактическом материале.
При изучении трещин в шлифах отмечено, что микротрещины развиты в той или иной мере во всех литологических разностях горных пород. Наименьшее количество трещин имеют песчаники и алевролиты, однако и в них отмечены открытые трещины и трещины, заполненные желтым битумом.
В то время как распределение трещиноватости в разрезе зависит от литологических разностей пород, распределение максимумов растресканности по площади тесно связано с тектоническими явлениями, контролируемыми упругостью породы. Имеются данные о том, что независимо от условий, максимумы трещиноватости преимущественно располагаются на периклиналях структур. Иногда они приурочены к изгибам слоев.
В то же время структуры платформенного типа имеют максимумы трещиноватости, спорадически распространенные по крыльям складок, на структурах геосинклинального типа - вдоль осей.
Согласно изложенной характеристике трещиноватых пород при определении их пористости (емкости) для подсчета запасов основное внимание должно быть уделено изучению межзерновой пористости. Однако в некоторых случаях при выяснении емкости коллектора необходимо учитывать и трещинную пористость, если межзерновая или вторичная равны первым единицам процента, а трещинная 1% и более.
Гранулометрический состав пород.Гранулометрический анализ горной породы дает представление о количественном содержании в ней частиц различной величины. Количественное содержание и соотношение фракций частиц в известной мере определяют пористость, проницаемость и коллекторские свойства породы. Гранулометрический анализ выражается в определении процентного содержания фракций зерна различной крупности (в мм). Он производится различными методами, подробно описываемыми в специальной литературе.
В промысловых условиях гранулометрический состав породы обычно определяют ситовым анализом, заключающимся в разделении частиц размером свыше 0,1 мм (0,074 мм). Для разделения частиц менее 0,074 мм применяют седиментационный и другие методы. Фракционный состав породы обычно записывают в таблицу (табл. 1).
По гранулометрическому составу выделяют разнообразные породы: глины, алевриты, пески и т. д. Характер дисперсности пород определяется не только их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью. Удельной поверхностью породы называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельной поверхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц в породе, тем больше ее удельная поверхность, и чем больше крупных частиц, тем меньше удельная поверхность. Таким образом, определение удельной поверхности породы дополняет данные гранулометрического анализа.
Наибольшую удельную поверхность имеют пелиты, меньшую - алевриты, а наименьшую - псаммиты. С увеличением удельной поверхности, как правило, ухудшаются коллекторские свойства породы.
Помимо этого, на основании данных гранулометрического состава судят о характере однородности породы. Для этого строят кривые суммарного состава и распределения зерен песка по размерам, откладывая по оси ординат нарастающие весовые проценты фракций, а по оси абсцисс - диаметры частиц в логарифмическом масштабе.
Построение указанной кривой в соответствии с примером гранулометрического состава илистого мелкозернистого песка, приведенного в таблице, ведется следующим образом. Данные таблицы преобразуют в удобный для графического изображения вид нарастающих процентов для соответствующих диаметров частиц.
На основе указанных данных строят кривую суммарного гранулометрического состава. По указанной кривой определяют коэффициент неоднородности породы, под которым понимают отношение диаметра частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 60% вес. от веса всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% вес. от веса песка, т.е.
Для однородного по составу песка коэффициент неоднородности равен единице. Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений России колеблется в пределах 1,1 – 20.
Знание однородности пород позволяет получить относительное суждение о его коллекторских свойствах, которые улучшаются для однородных песков (и песчаников) по сравнению с неоднородными.
Наряду с этим знание гранулометрического состава пород позволяет выбрать размер щелей фильтров в эксплуатационных колоннах для предотвращения (или ограничения) поступления песка из пласта в скважину.
Трещиноватость пород. Более 60% добываемой в настоящее время нефти в мире приурчено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение.
Изучение природы пористости и проницаемости карбонатных пород, их стратиграфии, тектоники, геологической истории и палеогеографии позволяет более эффективно проводить поиски, разведку и разработку связанных с ними залежей нефти.
Литолого-петрографическое изучение трещиноватости пород показало широкое распространение в породах микротрещиноватости («волосные» микротрещины). По происхождению микротрещины могут быть подразделены на диагенетическо-тектонические и тектонические. Выяснение происхождения трещиноватости возможно лишь при детальном изучении петрографических и геологических данных, характеризующих породы, и при наличии большого каменного материала.
В большинстве случаев трещиноватость пород преимущественно связана с тектоническими и реже с диагенетическими процессами.
Трещины диагенетического происхождения свойственны преимущественно известнякам и доломитам, они располагаются чаще перпендикулярно к слоистости.
Распространение трещин из одного слоя в другой с сечением поверхности напластования может свидетельствовать о тектоническом происхождении трещин. Трещины нетектонического происхождения обычно образуют в плане многоугольную сетку. Вопрос о происхождении микротрещин еще недостаточно изучен и требует проведения дальнейших исследований.
Нетектонические трещины, именуемые первичными, образовались в стадию позднего диагенеза и эпигенеза. В породах, прошедших стадию хотя бы первых слабых тектонических (колебательных) движений, первичные трещины преобразуются в тектонические и приобретают свойственные им особенности. Так как в земной коре не существует недислоцированных пород, кроме современных осадков, выделение более или менее значительного количества первичных трещин затруднительно.
В настоящее время тектоническое происхождение подавляющего большинства трещин можно считать доказанным. Об этом свидетельствуют особенности, свойственные трещиноватости:
1)объединение трещин в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки;
2)преимущественно вертикальный относительно слоистости пород наклон трещин;
3)тесная связь ориентировок основных систем трещин с направлением тектонических структур.
Такое происхождение имеют трещины в пределах одного пласта, а также пересекающие несколько пластов независимо от их состава и мощности. Аналогичное явление наблюдается в приконтактных трещинах, развитых на границах пород различного лито логического состава. Лишь трещины по слоистости (или по плоскостям, близким к ней, как, например, трещины кливажа) и диагональные к слоистости представляют исключение из преобладающих трещин, ориентированных в основном перпендикулярно к напластованию пород. Их происхождение связано с влиянием как первичных, так и вторичных процессов растворения (преимущественно в карбонатных породах) и односторонними направлениями тектонических деформаций в пластичных породах.
При изучении трещиноватости горных пород с целью определения их коллекторских свойств основной интерес представляют тектонические трещины.
Трещины, которые можно наблюдать невооруженным глазом в обнажениях, горных выработках, в керне, называют макротрещинами. В отличие от них трещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом, называют микротрещинами. Верхний предел раскрытости (ширины) микротрещин условно принято считать равным 100 мк.
В целом трещиноватость (макро- и микротрещины) в горных породах характеризуется относительно правильными геометрическими системами трещин. В общем случае геометрическая сетка состоит из двух основных систем вертикальных (к слоистости) трещин с взаимно перпендикулярными направлениями. В отдельных случаях геометрическая сетка трещиноватости горных пород может быть представлена одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (рассланцованные, тонкослоистые породы) или тремя перпендикулярными системами (мергели), или сочетанием нескольких различно ориентированных систем (глины), создающим впечатление «бессистемного» (хаотичного) расположения трещин.
Установленная закономерность в расположении и ориентировке трещин в горной породе может рассматриваться как один из главных признаков, позволяющих определить такие важные параметры, как интенсивность трещиноватости и направление главных систем трещин.
Интенсивность трещиноватости пласта обусловливается общим количеством развитых в нем трещин и зависит от его литологического состава, степени метаморфизма пород, мощности вмещающей среды и структурных особенностей залегания пласта.
На коллекторские свойства трещиноватых пород значительное влияние оказывает литологический фактор; характер распределения и интенсивность проявления трещиноватости тесно связаны с вещественным составом исследуемых пород и структурно-текстурными особенностями; наиболее трещиноватыми являются доломитизированные известняки, затем чистые известняки, доломиты, аргиллиты, песчано-алевритовые породы, ангидрито-доломитовые породы и ангидриты.
Анализ большого фактического материала, проведенный в научно-исследовательских организациях, позволил установить, что проницаемость трещиноватых пород обусловливается системами развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.
Благодаря распределению трещин в горной породе по системам можно определить густоту трещин, которая дает возможность определить объемную и поверхностную плотности трещин.
Необходимые сведения о трещиноватости пород могут быть получены в процессе наблюдений в обнажениях на дневной поверхности, а затем экстраполированы на глубину - на участки со сходным геологическим строением. Такие наблюдения представляют большой практический интерес не только для территорий, где отсутствует глубокое бурение, но и для площадей, недра которых вскрыты скважинами.
Другим важным параметром трещиноватости горных пород является раскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости (ширины) микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005-0,01 мм, узкие (субкапиллярные) 0,01-0,05 мм и широкие (волосные) 0,05-0,15 мм и более.
При исследовании трещиноватости пород, помимо густоты трещин и величины их раскрытости, следует изучать форму трещин (линейные или извилистые), степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и т. п.
По степени выполнения трещин различают открытые, частично выполненные и закрытые. Исследования различных лито логических разностей трещиноватых пород показали, что:
1) в песчаниках и алевролитах преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые;
2) в глинах и аргиллитах также преобладают открытые микротрещины;
3) в мергелях имеются открытые и закрытые микротрещины;
4) в органогенных доломитовых известняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины;
5) в доломитах наблюдается широкое развитие закрытых микротрещин с менее значительным распространением открытых; форма их извилистая, часто зазубренная.
Как известно, основными коллекторскими свойствами горной породы, характеризующими ее способность аккумулировать и отдавать флюиды, являются ее пористость и проницаемость. Пористость трещиноватой породы можно разделить на межзерновую и трещинную. Первая характеризует объем пустот между зернами (кристаллами) породы, вторая обусловлена объемом пустот, образованных трещинами. Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногда полостностью), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы - коэффициентом трещинной пористости (или полостности).
Кроме того, в карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовые полости). Таким образом, под общей пористостью трещиноватой породы следует понимать отношение суммарного объема пустот, содержащихся в породе, к объему этой породы.
Таким образом, при определении коллекторских свойств пород, очевидно, решающую роль имеет межзерновая пористость, а не трещинная.
В отличие от трещинной пористости, обычно мало влияющей на величину общей пористости породы, трещинная проницаемость фактически определяет величину общей проницаемости.
Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах. Это видно из того, что трещиноватые породы представлены обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями, межзерновая проницаемость которых измеряется тысячными долями миллидарси. Между тем из таких пород в ряде отечественных и зарубежных месторождений получены весьма значительные притоки нефти и газа.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 5 минут
А А
Типы коллекторов нефти и газа
Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.
Коллектор нефти и газа бывает промышленным, из которого есть возможность получать достаточные по величине притоки флюидов, и, соответственно, не промышленным, получение таких притоков из которого на этом этапе не представляется возможным.
Основными свойствами коллекторов, которые используются для их промышленной оценки, являются полезная ёмкость и проницаемость.
Нижние пределы этих параметров зависят от:
- состава флюида;
- типа коллектора.
Поскольку газ отличается от нефти своей подвижностью, то значения этих нижних пределов у него значительно ниже, чем у нефти-сырца.
Первой стадией формирования природного накопителя является седиментогенез породы. Насколько сохранятся седиментационные признаки, зависит от минерального состава матрицы (породообразующей части), формы распределения в порах и минерального состава цемента, а также от коллекторной мощности. Эволюция породы после стадии седиментогенеза определяется новыми признаками, которые формируются под действием возрастающих значений температуры и давления, увеличения концентрации флюидов, перераспределения цемента, изменения пустотной структуры, а также под влиянием растворения неустойчивых минералов и формирования стабильных. Такие изменения происходят с разной степенью интенсивности, которая, прежде всего, зависит от литологического типа породы.
Типы коллекторов
Нефтяные и газовые коллекторы бывают:
- поровые;
- трещинные;
- кавернозные;
- биопустатные;
- смешанные.
Основные запасы углеводородного сырья извлекают из карбонатных и терригенных коллекторов, имеющих наибольшее распространение.
Реже можно встретить природные накопители глинисто-кремнисто-битуминозной, магматической, вулканогенной и вулканогенно-осадочной природы.
Большая часть коллекторов терригенной природы – порового типа, который характеризуется межзерновыми пустотами, которые еще называют гранулярными. Помимо поровых. встречаются и так называемые смешанные терригенные коллекторы: трещинно-поровые или кавернозно-поровые (образующиеся в случае выщелачивания части зёрен).
Свойства коллекторов терригенного вида зависят от:
Перечисленные параметры характеризуют геометрию расположения пор, величину эффективной проницаемости и пористости, а также принадлежность горной породы к тому или иному классу. Фильтрационная способность терригенных пород зависит также от минерального состава, количества и характера распределения снижающей проницаемость породы глинистой примеси.
Классификаций коллекторов терригенной природы существует множество, но самая популярная основана на следующих критериях:
- гранулометрический состав;
- эффективная пористость;
- эффективная проницаемость.
С учетом перечисленных параметров выделяют шесть классов таких коллекторов:
- проницаемость более 1 тысячи миллидарси (мД);
- проницаемость от 500 до 1 тысячи мД;
- от 10-ти до 100 мД;
- от 1-го до 10-ти мД;
- меньше 1-го мД.
Один миллидарси примерно равен 1·10 -3 микрометра в квадрате.
Каждый тип песчано-алевритовой породы внутри одного класса характеризуется своим значением эффективной пористости. Породы, которые относятся к классу с показателем проницаемости меньше 1-го мД, как правило, содержат от 90 процентов остаточной воды, поэтому относятся к непромышленным коллекторам. Самые лучшие фильтрационные свойства показывают кварцевые пески, поскольку сорбционная способность кварца очень низкая. Полимиктовые песчаники, вследствие своего таблитчатого облика, наличия трещин спайности и повышенной сорбционной емкости слагающих их минералов, обладают значительно более низкой способностью фильтрации флюидов.
Спектр их типов наиболее широк:
- гранулярные, представленные обломочными и оолитовыми известняками;
- трещинные, к которым относятся доломиты и плотные известняки;
- кавернозные, образующиеся в результате карста;
- биопустотные, представленные органогенными известняками.
К отличительным особенностям коллекторов карбонатного вида относятся их ранняя литификация, склонность с образованию трещин, а также избирательная растворимость. Эти факторы обусловливают разнообразие генезиса и морфологии пустотного пространства.
Качественные характеристики карбонатных коллекторов зависят от первичных условий седиментации, а также от интенсивности и направления постседиментационной эволюции. Эти факторы влияют на развитие дополнительных пор, трещин, каверны и более крупных полостей выщелачивания.
Для свойств карбонатных коллекторов характерны крайняя невыдержанность и большое разнообразие, которое зависит от фациальных условий, при которых происходило их образование. Это делает их сопоставление довольно затруднительным. Фациальные условия при формировании пород карбонатной природы на свойства коллекторов влияют в гораздо большей степени, чем при формировании терригенных пород.
По своему минеральному составу породы карбонатного типа отличаются меньшим разнообразием по сравнению с терригенными, однако имеют больше структурно-текстурных разновидностей. Отличаются карбонатные коллекторы от терригенных и по характеру происходящих в них преобразований в постседиментационный период. Это отличие заключается в степени уплотнения.
Поскольку остатки биогермов в карбонатных породах твердые с самого начала процесса эволюции, то дальнейшее уплотнение протекает очень медленно. Карбонатный ил и комковато-водорослевые карбонатные осадки с мелкими обломками литифицируются достаточно быстро. В результате пористость немного сокращается, однако значительное поровое пространство как бы «консервируется».
Показатель трещиноватости, который в большинстве пород составляет от 0,1 до 1 процента, в коллекторах карбонатной природы может доходить до 1,5 – 2,5 процентов.
Этот показатель, при значительной мощности продуктивных горизонтов весьма значим при оценке величины полезного объёма пласта. Дополнительную ёмкость таких коллекторов обеспечивают стилолитовые швы, которые образуются вследствие неравномерного растворения минералов под действием давления. Глинистая корка на таких швах является нерастворимым остатком породы. Зачастую стилолитовые горизонты наиболее продуктивны в разрезе, из-за процессов вымывания глинистых корок.
Основные углеводородные запасы карбонатных коллекторов в их поровых и кавернозно-поровых видах. Самыми лучшими коллекторами карбонатной природы считаются рифовые известняки, из которых в сутки получают десятки тысяч тонн нефти.
Нефтяной коллектор
Глинисто-кремнисто-битуминозные коллекторы
Среди таких коллекторов в основном встречаются трещинные и порово-трещинные. Для их пород характерны значительная изменчивость состава минералов и разная степень обогащённости органическими веществами.
Их довольно низкие фильтрационные и емкостные свойства объясняются микрослоистостью, микротрещинноватостью и наличием субкапиллярных пор. Пористость некоторых коллекторов такого типа может достигать 15-ти процентов, а проницаемость при это составлять всего доли миллидарси. В породах такого типа участки с увеличенной пористостью и повышенной проницаемостью образуются как результат процесса катагенеза.
Считается, что на этапе седиментогенеза формируются породные микроблоки, которые покрываются плёнкой органического вещества (их еще называют кремнеорганическими рубашками). Мелкие послойные трещины образуются в процессе трансформации минералов глинистой природы и в процессе выделения связанных вод.
Во время вскрытия коллекторов такого типа в большинстве случаев отмечают высокую степень разуплотнения и аномально большое давление пласта. На образование трещин также влияют и тектонические процессы.
Такие коллекторы являются «одноразовыми», поскольку после забора нефти их трещины смыкаются.
Обратно закачать в них нефть, газ или нефтепродукт уже нельзя, как это практикуется при организации хранилищ подземного типа в других породах.
В основном представлены порово-трещинным и трещинным типами. К таким породам относятся застывшая лава, туф и прочие вулканические образования.
Пустоты, из которых добывают газ и нефть, образуются при выходе газа или как результат вторичного выщелачивания. Особенность коллекторов такого типа – несоответствие между достаточно низкой ёмкостью и проницаемостью и высоким дебитом скважин, которые в них вскрывают.
Магматические породы
Пустоты в этих породах образуются в процессе выщелачивания и метасоматоза как результат деятельности гидротермального характера, усадки в процессе остывания пород и дробления в зонах тектонических нарушений. Основные пустоты – микротрещины и микрокаверны. Пористость – не более 10-ти – 11-ти процентов. Проницаемость – невысока, однако за счет трещинноватости кавернозности в целом может доходить до нескольких сотен миллидарси.
Коллекторы нефти и газа выявляют с помощью целого комплекса геофизических исследований с помощью бурения скважин, а также путем и анализа лабораторных данных, учитывающих геологическую информацию о месторождении.
