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

КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1) гранулометрический (механический) состав пород;

2) пористость;

3) проницаемость;

4) капиллярные свойства;

5) удельную поверхность;

6) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7) тепловые свойства (теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность);

8) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать при разработке, называются коллекторами .

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, песчаники и алевролиты), так и карбонатные (известняки, доломиты, мел) породы.

По типу порового пространства выделяют три группы коллекторов нефти и газа:

1.Поровые (гранулярные). Они характерны для обломочных пород.

2.Трещинные. Они характерны для любых горных пород.

3. Каверноз­ные. Они характерны для карбонатных пород.

В природе часто развиты смешанные типы коллек­торов. Способность породы быть коллектором обусловлена её фильтрационно-ёмкостными свойствами: пористостью и проницаемостью.

Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством – это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных пород встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности.

Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными образованиями. По различным данным, от 50 до 60% современных мировых запасов углеводородов приуро­чено к карбонатным образованиям. Среди них выделяются наи­лучшие по качеству коллекторы - карбонатные породы рифовых сооружений. Добыча нефти и газа, большая по объему, произво­дится из известняков и доломитов, в том числе из палеозоя и докембрия; наиболее крупные месторождения открыты в мезо­зойских и палеозойских породах.

По формированию пустотного пространства трещинные коллекторы отличаются от других типов. Для определения трещинной пустотности и проницаемости существуют особые способы. Как уже упоминалось, существуют макро- и микротрещины раскрытием соответственно более или менее 0,1 мм. Макротрещины обычно изучаются, описываются и измеряются в поле обнажении, а микротрещины - под микроскопом в шлифах часто увеличенного размера. Необходимым элементом при исследовании трещин является определение их ориентации как в пространстве (вертикальные, горизонтальные, наклонные), так и отношению к пласту (по слоистости, поперек слоистости, диагональные) и к структурным формам (продольные, поперечные, радиальные и др.).

В генетическом отношении выделяются литогенетические и тектонические трещины.

НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще неве­лика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сло­женные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузив­ными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефтегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ.

По действующей в настоящее время классификации горные породы разделяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические .

К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава.

К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов.

Метаморфические породы образуются из осадочных и изверженных пород в результате глубокого физического, а иногда и химического изменения последних под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: сланцы, мрамор, яшмы и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.

По происхождению осадочные породы делятся на терригенные , состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные , сложенные из скелетных остатков животных и растений.

Согласно этому делению к терригенным отложениям относятся:

пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала ;

к хемогенным – каменная соль, гипсы, ангидриты, доломиты, некоторые известняки и др.;

К органогенным – мел, известняки органогенного происхождения и т. п.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным (терригенный, обломочный), трещинным исмешанного строения.

К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.

Коллекторы трещинного типа сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство которых состоит из микро- и макротрещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

На практике, однако, чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа , поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст .

Трещинные коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного вида подразделяются на подтипы: трещинно-пористые, трещинно-каверновые, трещинно-карстовые.

Ловушки углеводородов, основные условия их формирования.

ПРИРОДНЫЕ ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в кото­рой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений (залежей) нефти и газа. Ловушка чаще всего характеризуется застойными гидродинамическими условиями. Гравитационный фактор определяет распределение в ловушке газа, нефти и воды по их удельным весам. Н.Б. Вассоевич предлагает делить все ловушки на 3 основных типа: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые два типа связаны с разного рода выклиниванием пластов коллекторов. В незамкнутых ловушках углеводороды удерживаются благодаря антиклинальному перегибу слоев или существованию выступов – это структурный тип ловушек. В общем плане выделяются две группы ловушек: структурные и неструктурные (неантиклинальные). К структурным относятся те ловушки, которые образовались в результате изгиба слоев природных резервуаров пластового и массивного типов.

Очень большим разнообразием форм и генезиса характеризуются ловушки неструктурного типа. Среди них различают:

а) ловушки стратиграфических несогласий, обусловленные экранированием пласта коллектора по поверхности несогласия;

б) ловушки литологические, обусловленные выклиниванием или литологическим замещением пород коллекторов;

в) палеогеоморфологические ловушки, обусловленные различными факторами формирования древнего рельефа.

1. Структурные .

2. Массивные.

3. Ли­тологически ограниченные .

СТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ

Чтобы понять, что такое структурные ловушки, необходимо различать два понятия: «структурная амплитуда» и «структурный рельеф» (рис.8).

Структурная амплитуда (замкнутая высота) определяется как превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой.

Под структурным рельефом складки, обычно превышающим ее структурную амплитуду, понимается высота, на которую смятый в антиклинальную складку пласт возвышается над региональным наклоном (тренд). Он измеряется длиной перпендикуляра, опущенного из наивысшей точки складки на поверхность регионального наклона пласта.

Рис.8. Структурная амплитуда и структурный рельеф.

При определении структурной амплитуды за горизонтальную опорную поверхность принимается уровень моря. Величина структурной амплитуды при регионально наклонном пласте не равна структурному рельефу: H Р > H С.

Одна и та же складка может иметь различную структурную амплитуду, величина которой изменяется при изменении регионального наклона (рис. 9).

Рис.9. Примеры величины структурной амплитуды.

Из ловушек структурного типа обычно различают:

1. Сводовые.

2. Сводовые тектонически экранированные.

СВОДОВЫЕ ЛОВУШКИ

Углеводороды, мигрируя в коллекторах по восстанию слоёв или перпендикулярно к их напластованию по тектоническим нарушениям попадают в ловушку, т.е. в своды антиклинальных структур, где и формируют промышленные скопления нефти и газа (рис.10 а).

Нередко сводовые ловушки называют антиклинальными, все остальные неантиклинальными.

Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления .

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы - коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %).

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По величине обломков различают породы:

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

Емкость определяется пористостью - объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

Санкт-Петербургский государственный университет

М. А. Тугарова

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

Учебно-методическое пособие

Санкт-Петербург

ББК 26.31:26.343.1

Рецензент: канд. геол.-минер. наук Л. П. Гмид (ВНИГРИ)

Печатается по постановлению

Редакционно-издательского совета

С.-Петербургского государственного университета

Тугарова М.А.

Т81 Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки,

классификации: Учебно-методич. пособие. - СПб., 2004. - 36 с.

Даны общие представления об осадочных породах-коллекторах. Рассмотрены петрографические признаки терригенных и карбонатных пород, определяющие их пустотно-фильтрационное пространство. Приводятся общие и оценочные классификации, а также схема петрографического описания.

Пособие отражает соответствующие разделы курса «Нефтегазовая литология» и предназначено для студентов геологического факультета, обучающихся по специальностям «геология нефти и газа», «литология».

ББК 26.31:26.343.1

М. А. Тугарова, 2004

С.-Петербургский гос. университет, 2004

ВВЕДЕНИЕ

Геология нефти и газа изучает важнейшие полезные ископаемые, генетически и пространственно связанные с осадочными породами. Отсюда вытекает приоритетное значение литологии в нефтяной и газовой геологии. В подавляющем большинстве именно осадочные породы являются коллекторами нефти и газа, и литологические свойства этих пород предопределяют возможность накапливать углеводороды (УВ) и отдавать их в процессе разработки. Геометрия фильтрационно-емкостного пространства пород-коллекторов определяется прежде всего их структурой, текстурой, компонентным и минеральным составом, поэтому петрографические признаки пород и их генетическое истолкование являются важными элементами исследований в нефтегазовой литологии.

Петрографические методы традиционно остаются самыми массовыми при характеристике пород-коллекторов и позволяют не только определять их вещественно-структурные признаки, но и оценивать пористость и проницаемость. Петрографические исследования дают возможность определить седиментационные и эпигенетические процессы формирования породы, количественно охарактеризовать пористость, а иногда и проницаемость коллектора, выделить пласты пород, характеризующиеся наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками, отобрать представительную коллекцию образцов пород для дальнейших детальных исследований.

На основе петрографических наблюдений проводится типизация пустотного пространства коллекторов, оценка микротрещиноватости, общее и оценочно-генетическое классифицирование.

1. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

1.1. Общие сведения

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.

1.2. Основные признаки пород-коллекторов

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

К п = V пор /V породы? 100 %.

Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.

Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.

Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (К пл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (?). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 1).

Таблица 1. Группы пород по степени пластичности

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью . В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м 2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).

Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси , согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (К пр):

К пр = Q m L / D p F ,

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим: Q = м 3 / с; D р = Н/ м 2 ; L = м; F = м 2 ; m = Н?с/ м 2 ; К пр = м 2 . Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м 3 /с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м 2 при вязкости жидкости н?с/м 2 при перепаде давления 1н/м 2 .

Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см 3 /с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см 2 . 1 дарси = 0,981 ? 10 -12 м2 .

Различают несколько видов проницаемости.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах К пр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение К пр для промышленно продуктивных пластов от 1·10 -15 до 1·10 -12 м2 . Проницаемость более 1·10 -12 м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см 3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по-разному. К d - коэффициент уплотнения породы, представляющий собой отношение плотности породы (d п) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (d т). Коэффициент уплотнения - безразмерная величина, показывающая, во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения d п ®d т, а К d ®1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости соотношением К s = 1-К п. Глинистые породы достигают К d = 0,80-0,85 к глубине 1,5-2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают К d = 0,90-0,95 к глубинам 3,5-5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки, для которых уже на глубине 0,5-1 км К d = 0,95-0,97.

Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может полностью или частично вытесняться, связанная - остается. Физически связанная вода зафиксирована в породе вследствие проявления молекулярных сил (сорбция), химически связанная находится в структуре минералов (например гипс). С точки зрения водонасыщенности представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство пород.

Количество воды в породе после заполнения последней флюидом является ее остаточной водонасыщенностью . Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность составляет 10-30 %, а в глинистых алевролитах - 70-75 %. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- и газонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом.

Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности (? , см 2 /с):

? = К пр / m (m b ж + b п),

где К пр - коэффициент проницаемости, дарси; m - вязкость жидкости в пластовых условиях, сП; m - коэффициент пористости породы, доли ед.; b ж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм; b п - коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

Упругие силы пласта - силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм:

b нефти = (7 - 140) ? 10 -5 1/атм; b песчан. = (1,4 - 1,7) ? 10 -5 1/атм.

2. ПЕТРОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Схема петрографического изучения

Петрографический метод изучения коллекторов является наиболее доступным, следовательно, и массовым при изучении литологических, в том числе и коллекторских свойств пород. Помимо стандартного описания породы метод позволяет оценивать структуру и генезис порового пространства, а также трещиноватость пород. Количественную оценку параметров пористости и трещиноватости породы-коллектора рекомендуется проводить по «методу больших шлифов» ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).

Исследования проводятся на поляризационных микроскопах, более достоверные количественные показатели пористости и трещиноватости достигаются при описании шлифов нестандартных размеров (площадью 1000 мм 2 и более).

При петрографическом изучении шлифов определяются следующие характеристики:

1. Вещественный состав и структура породы.

2. Микротекстура породы.

3. Совокупность вторичных процессов и их очередность.

4. Количественная оценка степени преобразованности породы вторичными процессами, каждым в отдельности и в совокупности (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, сульфатизация, окремнение); количественный подсчет вторичных процессов производится с применением окуляр-микрометра. Интенсивность проявления процесса оценивается площадью шлифа, захваченной этим процессом, и выражается в процентах от общей площади шлифа.

5. Мера влияния вторичных процессов на коллекторские свойства породы. При подсчете пористости, связанной с определенным процессом, в числителе указывается суммарная площадь пор данного генезиса, в знаменателе - суммарная площадь шлифа, захваченного этим процессом.

6. Поровое пространство породы; осуществляется дифференцированный и суммарный подсчет пористости.

Для получения параметров пористости замеряется количественное соотношение в шлифе породы зерен, цемента и пустотного пространства. Полная пористость определяется по отношению площади пор к площади шлифа (%). Коэффициент заполнения цементом рассчитывается по следующей формуле:

К з = S ц / (S ц + S п),

где К з - коэффициент заполнения, S ц - площадь цемента, S п - площадь пор.

7. Характеристика трещин и их параметры. Для получения параметров трещиноватости замеряются площадь шлифа, длина следов трещин, раскрытость трещин.

Площадь шлифа (S ) определяется измерительной линейкой или палеткой, длина (l ) и ширина трещин (b ) - с помощью линейного окуляр-микрометра. За расчетную величину раскрытости трещины принимается наиболее часто встречаемое значение при измерениях в различных ее частях. По данным замеров в шлифах ширины трещин (мкм), их суммарной длины (мм) и площади шлифа (мм 2) производится подсчет параметров трещиноватости.

7.1. Трещинная проницаемость (К т), 1 ? 10 -3 мкм 2:

К т = А b 3 l / S.

В зависимости от геометрии систем трещин в формулу проницаемости вводится соответствующий коэффициент (А ):

• 1) при одной системе горизонтальных (по отношению к слоистости) трещин 3,42 ? 10 6 ;
• 2) при двух взаимно перпендикулярных системах вертикальных трещин 1,71 ? 10 6 ;

3) при трех взаимно перпендикулярных системах 2,28 ? 10 6 ;

4) в случае хаотического расположения трещин 1,71 ? 10 6 .

7.2. Трещинная пористость (m т), %:

m т = b l / S.

7.3. Объемная плотность трещин (Т ), 1/м:

Т = 1,57 l / S.

Рассчитанные величины трещинной пористости, трещинной проницаемости и объемной плотности трещин характеризуют трещиноватость пород данного разреза, участка разреза или определенной литологической разности пород. Кроме того, в описании следует указывать открытость или залеченность (заполненность) пустотного пространства битумом или минеральным веществом. С учетом петрофизических параметров дается определение типа коллектора.

2.2. Петрографические признаки терригенных

пород-коллекторов

Для терригенных коллекторовосновным показателем их класса служит гранулометрический состав, форма и характер поверхности слагающих породу зерен. Минеральный состав и структурно-текстурные особенности являются результатом динамики и физико-географической обстановки осадконакопления. Одновременно с заложением седиментационных структур и текстур терригенных пород происходит и формирование первичной (седиментационной) пористости. Структура - строение породы, обусловленное величиной, формой зерен, степенью цементации. Текстура - характер взаимного расположения компонентов породы и их пространственная ориентация. Поровое пространство является компонентом структурно-текстурного облика породы. Поры, сформированные на этапе седиментогенеза, называются первичными, или седиментационными. Пустотное пространство, образованное в постседиментационные стадии, считается вторичным, или эпигенетическим.

К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость, относятся:

• 1) размер зерен;
• 2) сортированность;
• 3) форма зерен (степень изометричности);
• 4) округленность зерен;
• 5) характер упаковки;
• 6) минеральный состав.

К петрографическим признакам, определяющим вторичную (эпигенетическую) пористость, относятся:

• 1) эпигенетические (наложенные) текстуры;
• 2) характеристика обломочных зерен: вторичные изменения (регенерация, растворение, перекристаллизация зерен), число контактов с соседними зернами, тип их сочленения (касательные, конформные, инкорпорационные и т. д.);
• 3) цемент: тип цементации (базальный, поровый, открыто-поро-вый, пленочный);
• 4) структура цемента (тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.);
• 5) типы пористости, связанные с вторичным преобразованием цемента (поры выщелачивания, перекристаллизации, трещинные поры и др.).

Рассмотрим значение перечисленных факторов в формировании терригенной породы-коллектора.

Размер зерен . Теоретически пористость не зависит от размера зерен. Так, например, К. Слихтер (1899) указывал, что значения теоретической пористости не зависят от величины зерен, а изменяются только в зависимости от плотности их укладки. Это утверждение справедливо в том случае, когда зерна имеют идеальную сферическую форму и одинаковый размер. Если размер зерен породы различен, то более мелкие частицы занимают поровое пространство, образованное более крупными, с уменьшением величины пористости.

По экспериментальным данным в хорошо отсортированных песках пористость уменьшается с увеличением размера зерен. В ряде случаев, например для речных песков, наблюдается обратная зависимость (Селли, 1981). По-видимому, это обусловлено характером упаковки зерен, т.е. их текстурными признаками.

В. Энгельгардт (1964) приводит примеры значений пористости современных осадков Северного моря и Калифорнийского берега в зависимости от медианного размера зерен. Пробы взяты на глубинах моря от 3 до 30 м. Осадки Северного моря с медианным размером зерен 120 и 240 мкм имеют пористость, равную 40 и 44 %. Для калифорнийских песков с медианным диаметром зерен 200-700 мкм пористость составила от 38 до 45 %. При меньшем медианном диаметре зерен пористость осадков значительно возрастает.

Пористость песчаников, алевролитов и глин может быть одинакова, но неравноценна с точки зрения коллекторских свойств осадочных образований. Песчано-алевритовые породы будут являться коллекторами нефти и газа, тогда как глины при той же пористости практически непроницаемы.

Проницаемость увеличивается с увеличением размера зерен. В более тонкозернистых осадках каналы между порами тоньше, следовательно, и более высокое капиллярное воздействие.

Сортированность . Пористость увеличивается с ростом степени отсортированности зернистого материала. Проницаемость коллектора также возрастает с увеличением степени отсортированности породы. Объяснением этому, по-видимому, служит то, что более мелкие частицы (матрикс) закупоривают поровое пространство породы, а песчаный материал, складываясь в определенные упаковки, оставляет свободное емкостное пространство.

Форма и округленность . Угловатые, неправильной формы зерна могут укладываться или более плотно, или более рыхло, чем сферические. В связи с этим породы будут характеризоваться меньшей или большей пористостью по сравнению с породами, сложенными сферическими зернами. При наименьшей пористости зерна должны иметь угловатую форму и в укладке их должно быть соблюдено смещение поверхностей. В природных условиях довольно часто наблюдается сравнительно рыхлая укладка зерен, обладающих неправильной, угловатой формой, что отражается на величине пористости.

Г. Фразер (1935) изучал влияние формы зерен на пористость. Опыты показали, что при упаковке неокругленных зерен одинаковой размерности пористость больше, чем пористость при упаковке шарообразных зерен. Самая низкая пористость (35-38 %) получена в случае с шарами и шаровидными песчаными зернами. Более высокую пористость имеет смесь раздробленного кварца (41 %), зерен кальцита (41 %) и каменной соли (43 %). Наибольшая пористость получена при упаковке слюд пластинчатой формы (86 %).

В. Энгельгардт (1964) указывал, что пористость естественных песков тем больше, чем резче форма их зерен отличается от шарообразной. Принимая во внимание эти данные, следует понимать, что на-ряду со степенью сферичности и окатанности (угловатости) зерен необходимо учитывать степень сортированности осадка, тем более что частицы, имеющие угловатую форму, формируются в результате относительно короткого геологического времени, подвергаясь минимальной обработке, и в силу этих же причин, как правило, обладают низкой степенью сортированности. Наличие же мелких частиц наряду с крупными приводит к закупорке порового пространства и соответственно к формированию породы с низкими коллекторскими свойствами. Таким образом, форма зерен в сочетании с их величиной и степенью сортированности является важнейшим фактором, от которого зависит пористость терригенных пород.

Упаковка зерен . Теоретическая пористость агрегатов, составленных из сфер одинакового диаметра, в зависимости от укладки (ромбоэдрическая или кубическая) может колебаться от 26 до 48 %. Эти пределы хорошо согласуются с пределами пористости песков, большинство которых при естественном залегании имеет пористость от 30 до 50 %.

Минеральный состав . На фильтрационные параметры коллекторов существенное влияние оказывает помимо структурно-текстурных признаков минеральный состав как зерновой, так и цементирующей части породы.

Экспериментальные работы по изучению влияния минерального состава зерновых (аллотигенных) компонентов на проницаемость обломочных пород-коллекторов впервые осуществлены П. П. Авдусиным, В. П. Батуриным, З. В. Варовой в 1937 г. Было установлено, что лучшими фильтрационными свойствами обладают кварцевые пески вследствие низкой сорбционной способности кварца. Наличие трещин спайности и таблитчатый габитус большинства минералов, слагающих полимиктовые песчаники, а также более высокая их сорбционная емкость значительно снижают коэффициент фильтрации флюидов.

Среди факторов, влияющих на формирование порового пространства коллекторов, т.е. их коллекторского потенциала, существенная роль принадлежит глинистым минералам, присутствующим в виде примеси или цемента. Первичная пористость глинистых осадков значительно выше пористости песчаных. Пористость свежеотложенных тонких глинистых осадков превышает 80 % (Ханин, 1969). Наибольшую пористость имеет осадок, образующийся в воде, свободной от электролитов. Но высокая пористость глинистых осадков на стадии седиментогенеза не означает заложения хороших коллекторских свойств породы. Во-первых, в глинах преобладает закрытая или частично открытая пористость, во-вторых, большая часть пор заполнена водой, следовательно, эффективная пористость пород мала.

Степень влияния минерального состава глинистых примесей на коллекторские свойства пород тесно связана со строением их кристаллической решетки. Установлено, что максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Добавление 2 % монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5 % монтмориллонита - в 30 раз. Этот же кварцевый песчаник с примесью каолинита 15 % все еще сохраняет хорошую проницаемость.

На фильтрацию флюидов через коллектор влияет также форма выделения глинистого вещества в поровом пространстве коллектора. Если глинистый матрикс распределен равномерно, то влияние глинистого вещества тем сильнее, чем мельче зерна породы и хуже сортированность обломочного материала, т.е. сложнее структура порового пространства. При равномерном распределении глинистое вещество превращает первоначально крупные поры в мелкие, тупиковые, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания, что препятствует движению нефти по пласту. И чем больше глинистого вещества, тем больше усложняется конфигурация пор и затрудняется движение флюида по пласту.

Существенно влияет на уменьшение размера пор способность глинистых минералов к пластическим деформациям. При увеличении статистической нагрузки на коллектор с равномерно распределенным глинистым цементом глинистое вещество вследствие своей пластичности способно заполнить эффективные каналы, что может привести к полной потере породой емкостных и фильтрационных свойств. В этом случае коллектор становится покрышкой и может экранировать залежи нефти в нижележащих коллекторах.

Кроме глинистого вещества роль цемента в терригенных породах могут выполнять карбонатные минералы, соли, кремнезем и др.

Соли (гипс, ангидрит и пр.) ухудшают коллекторские свойства. Так, песчаники с базальным гипс-ангидритовым цементом являются практически флюидоупорами. Присутствие кремнистого цемента (опаловый, халцедоновый, кварцевый) также негативно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах пород. Но, учитывая высокую хрупкость кремнистых пород, при глубоком катагенетическом преобразовании породы могут приобрести вторичную трещинную пористость. Распространенным минеральным типом цемента в терригенных породах является карбонатное вещество, которое неоднозначно влияет на коллекторские свойства и подробно рассматривается ниже.

При петрографической характеристике породы важно указывать морфологию и размеры пустотного пространства (% от площади шлифа) и его генетическую приуроченность (например, седиментационная межзерновая пористость, поры выщелачивания в кальцитовом цементе, поры перекристаллизации цемента, микротрещины обломочных зерен и цементирующего вещества и др.) в соответствии со схемой описания, приведенной в разделе 2.1.

Таким образом, при характеристике петрографических признаков терригенных пород-коллекторов следует подробно характеризовать структуру (размер зерен, степень их окатанности, изометричности, сортированности); текстуру (характер укладки и ориентировки зерен); соотношение зерен и цемента в породе (в %); минеральный состав обломочных зерен и степень их измененности; минеральный состав цемента, а также морфологию и размеры пустотного простанства.

2.3. Петрографические признаки карбонатных

пород-коллекторов

Карбонатные породы-коллекторы - это прежде всего известняки и доломиты. Данные породы характеризуются сложным характером пустотного пространства, формирование которого определяется как их структурно-текстурными особенностями, закладывающимися в стадию седиментации, так и постседиментационными преобразованиями. Спецификой карбонатных пород является широкий спектр структурных видов и меньшая по сравнению с алюмосиликатным веществом терригенных пород устойчивость породообразующих карбонатных минералов в условиях недр. Именно карбонатные породы наиболее часто представляют собой коллекторы сложного типа. В зависимости от стадий литогенеза выделяются поры седиментационного происхождения, обязанные своим появлением процессам осадконакопления, и постседиментационные, обусловленные диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями осадка и породы.

В качестве первичных (седиментационных) компонентов известняков могут выступать зерна: обломочные (литокласты и интракласты); биоморфные (цельноскелетные, детритовые, шламовые, пеллетовые), сфероагрегатные (оолиты, пизолиты, сферолиты, комки и др.), кристаллы различной размерности. Кроме того, известняки могут представлять собой каркасные постройки (водорослевые, коралловые, кораллово-мшанковые), которые обычно характеризуются высокой полезной емкостью. Структурное разнообразие первичных доломитов существенно меньшее. Чаще всего они представлены мелко- и тонкозернистыми кристаллитовыми или сфероагрегатными структурными разновидностями.

Пористость карбонатных пород, сложенных обломочными, биоморфными, сфероагрегатными зернами, в той или иной степени напоминает пористость терригенных осадков и характеризуется по той же схеме. Особенностью карбонатных осадков, сложенных органическими остатками, является наличие кроме межзерновой внутриформационной пористости (пустоты в скелетных остатках).

К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость карбонатных пород-коллекторов, относятся:

• 1) структурный тип зерен (обломочные, биоморфные, оолиты, сферолиты, др.) и степень их сохранности (цельноскелетные, биодетритовые, шламовые);
• 2) минеральный состав карбонатных минералов (по данным окрашивания ализариновым красным с соляной кислотой диагностируются кальцит и доломит, оценивается их процентное соотношение);
• 3) форма, размер зерен или форменных образований;
• 4) сортированность;
• 5) характер упаковки;
• 6) наличие или отсутствие микритового заполнителя.

Морфология и размер седиментационных пор определяются генетическим типом и размерами структурных компонентов. Первичными порами являются промежутки между органическими остатками, комками, сгустками, оолитами, обломками пород, не затронутых растворением. Распределяются в породе межформенные седиментационные поры равномерно или неравномерно. В тонкозернистых (кристаллитовых) породах или тонкозернистом цементе поры представляют собой промежутки между тонкими зернами кальцита, доломита. Размер седиментационных пор в известняках и доломитах обычно меньше размера форменных элементов (< 0,03-0,5 мм) и тонких минеральных зерен (< 0,01 мм), форма пор изометричная, связь между порами осуществляется с помощью межзерновых каналов, длина которых равна размеру пор или меньше их. Размер внутриформенных пор определяется размером форменных элементов и степенью их сохранности; обычно это микропоры, капиллярные и субкапиллярные.

Первичная пористость карбонатных пород связана с диагенетическими процессами перекристаллизации, доломитизации, выщелачивания. Диагенетические поры обычно имеют неправильную округлую или угловатую форму, поровые каналы - неровные, извилистые. Размер пор равен или меньше размера породообразующих зерен. Диагенетические поры выщелачивания часто образуются внутри форменных элементов. В мелкозернистых известняках и доломитах размер диагенетических пор обычно 0,01-0,05 мм. В доломитизированных среднезернистых известняках размер пор как правило не превышает 0,25 мм. Диагенетическая пористость обычно нивелируется более поздними катагенетическими процессами.

Определяющими процессами в формировании карбонатных коллекторов являются постседиментационные преобразования. К процессам, способствующим появлению вторичной пористости, относятся выщелачивание, доломитизация, перекристаллизация, трещинообразование, которые приводят к формированию пор выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации, трещинных пор. Как правило, в результате сложных катагенетических процессов в карбонатных породах формируется пустотное пространство сложного типа.

Петрографические признаки, определяющие вторичную (эпигенетическую) пористость, следующие:

• 1) эпигенетические текстуры (стилолитизация);
• 2) цементация (минеральный состав цемента или нескольких цементов; степень раскристаллизации; тип цемента - базальный, поровый, открыто-поровый, пленочный; структура цемента - тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.; взаимодействие цемента и зерен);
• 3) вторичные процессы преобразования зерен и/или цемента (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, раздоломичивание, сульфатизация, окремнение, выщелачивание).

Поры выщелачивания образуются в результате растворения и выноса карбонатного вещества из породы. Их форма разнообразна, а размер обычно больше или равен размеру форменных элементов (0,05-1 мм). Пустоты более 1 мм относятся к кавернам.

Поры перекристаллизации и доломитизации представляют собой промежутки угловатой формы между зернами кальцита или доломита, составляющими основную массу породы или цементирующее вещество в известняках с преобладанием форменных элементов. Размер пор равен или меньше размера зерен, как правило колеблется от 0,1 до 0,25 мм. При равномерном распределении зерен и цемента в породе поры распределяются также равномерно.

Типичным вторичным процессом в известняках и доломитах является формирование трещиноватости. При оценке трещинного пустотного пространства рекомендуется воспользоваться табл. 2. Количественная оценка пустотного пространства проводится в соответствии со схемой, приведенной в разделе 2.1.

3. КЛАССИФИКАЦИИ КОЛЛЕКТОРОВ

3.1. Общие классификации

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

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

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

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

Таблица 3 . Классификация коллекторов нефти и газа

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 7 . Вещественно-структурная классификация терригенных и карбонатных коллекторов

Окончание табл. 7

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

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

3.2. Оценочные классификации

Оценочные классификации дают представление о качестве пород-коллекторов по основным параметрам (пористость, проницаемость), показывают в определенных диапазонах численные значения этих параметров для каждого из выделенных классов. Такие классификации обычно составляются для какой-либо конкретной группы пород (обломочных, карбонатных). Эта особенность схем классификации определяется тем, что породы различного литологического состава обладают специфическими количественными взаимосвязями между основными коллекторскими параметрами. Подобные классификации были созданы Ф. А. Требиным (1945), Г. И. Теодоровичем (1958), И. А. Конюховым (1964), А. А. Ханиным (1969) и др.

Так, например, для обломочных пород - наиболее ярких представителей коллекторов порового типа - существует немало оценочных классификаций, среди которых наибольшим признанием пользуется схема А. А. Ханина (табл. 8).

В качестве оценочной классификации карбонатных коллекторов приведем классификацию И. А. Конюхова (Справочник..., 1984, с. 163). Эта классификация (табл. 9) увязывает литологический состав и емкость пород с изменением их фильтрационных характеристик и позволяет выделять основные группы и классы коллекторов. Сущест-

Таблица 8 . Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов

нефти и газа (по А. А. Ханину, 1969)

Примечание. Диаметр частиц, мм: песчаник ср/з (среднезернистый) 0,50-0,25; мел/з (мелкозернистый) 0,25-0,1; алевролит кр/з (крупнозернистый) 0,10-0,05; алевролит мел/з (мелкозернистый) 0,05-0,01.

венным недостатком классификации является недоучет трещиноватости, которая, как было показано в предыдущих главах, влияет на фильтрационные характеристики карбонатов.

Таблица 9 . Классификация карбонатных коллекторов

(по И. А. Конюхову, 1964)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящем пособии 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.

Литература

Багринцева К. И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.

Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.

Геологический словарь: В 2 т. / Под ред. К. Н. Паффенгольца и др. М.: Недра, 1978. Т. 1. 486 с.; Т. 2. 456 с.

Селли К. Введение в седиментологию М.: Недра, 1981. 370 с.

Смехов Е. М . Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.

Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н. А. Еременко. М.: Недра, 1984. 480 с.

Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 356 с.

___________________________________________________________________________

Учебное издание

Марина Александровна Тугарова

Породы-коллекторы

Свойства, петрографические признаки, классификации

Учебно-методическое пособие

Зав. редакцией Г. И. Чередниченко. Редактор М. С. Юдович

Техн. редактор Л. Н. Иванова. Обложка А. В. Калининой

Подписано в печать с оригинала-макета 29.12.2003.

Ф-т 60х84/16. Усл. печ. л. 2,09. Уч.-изд. л. 2,03. Тираж 100 экз.

РОПИ С.-Петербургского государственного университета.

199034, С.-Петербург, Университетская наб., 7/9.

ЦОП типографии Издательства СПбГУ.

199061, С.-Петербург, Средний пр., 41.

Породы-коллекторы

Основные параметры коллекторов

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их в промышленных количествах при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, доломиты), кремнистые (радиоляриты, спонголиты) породы. В редких случаях коллекторами могут служить изверженные и метаморфические породы. Характер пустотного пространства в породах определяется текстурными особенностями породы, размерами и формой минеральных зерен, составом цемента, способностью пород к трещиноватости.

Основными параметрами коллекторов является пористость и проницаемость.

Пористостью называется доля пустотного пространства в общем объеме породы. Величина пористости может быть выражена в процентах или долях единицы.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе.

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры.

Другим важным параметром, характеризующим фильтрационные свойства пород-коллекторов, является проницаемость - свойство пород пропускать сквозь себя жидкости и газы. Проницаемость выражается в долях квадратного метра. Обычно проницаемость, измеренная параллельно слоистости, выше проницаемости, определенной перпендикулярно к напластованию.

Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную .

Абсолютная проницаемость - проницаемость, измеренная в сухой породе при пропускании через неё сухого инертного газа (азота, гелия); часто она измеряется по воздуху.

Фазовая (эффективная) проницаемость - способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других; для отдельных флюидов зависит от их количественного соотношения. Особенно это заметно при разработке месторождения. При откачке и уменьшении количества нефти в пласте ее фазовая проницаемость постепенно падает.

Относительная проницаемость - отношение величины эффективной проницаемости данного флюида к величине проницаемости при 100 % насыщении породы данным флюидом. Она непрерывно меняется при эксплуатации залежи, т. к. меняется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Пластовые флюиды - нефть, газ, вода - аккумулируются в пустотном пространстве породы-коллектора, представленном порами, кавернами и трещинами. По преобладающему виду пустот породы-коллекторы делятся на поровые, кавернозные, трещинные и биопустотные .

Поровыми (гранулярными) являются в основном песчаноалевритовые породы и некоторые разности карбонатных - оолитовые, обломочные известняки. Пустоты коллекторов представлены порами, размеры их не превышают 1 мм (рис. 89).

Рис. 89. Поровые коннекторы

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют главным образом проницаемость этих образований. В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчаноалевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться и нефтепроизводящими (рис. 90).

Рис. 90. Трещинные коллекторы

Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн) в карбонатных толщах. Размеры каверн превышают 1 мм. Пустотное пространство образуется также при метасомагическом замещении кальцита доломитом (рис. 91).

Рис. 91. Кавернозные коллекторы

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными и кремнистыми породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер (рис. 92).

По времени формирования все виды пустот могут быть первичные, образовавшиеся вместе с породой, и вторичные, образовавшиеся уже в готовой породе. Поры чаще бывают первичные, а каверны и трещины - вторичные. В карбонатных породах могут существовать еще реликтовые пустоты, например, пустоты раковин.

Рис. 92. Биопустотные коллекторы

Влияние постседиментационных процессов на изменение пустотного пространства

После завершения седиментации пористость образовавшегося песчаного осадка называется гипергенно-седиментационной. Последующие процессы диагенеза и катагенеза (уплотнение, цементация, регенерация) способствуют уменьшению, сокращению свободного порового пространства (рис. 93).

Рис. 93. Сокращение норового пространства в песчаниках за счет вторичных процессов. Шлифы

Наряду с уменьшением пористости пород на глубине иногда развиваются процессы, которые способствуют увеличению порового пространства: растворение, выщелачивание, перекристаллизация, образование трещин, метасоматоз (рис. 94).

Рис. 94. Процессы, способствующие формированию вторичной пористости в породах-коллекторах. Шлифы

Породы-флюидоупоры

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами - флюидоупорами (покрышками, экранами). Лучшими покрышками считаются соленосные толщи, но наиболее распространены в этом качестве глины.

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и органическое вещество.

Важнейшим качеством глин для формирования экранирующих свойств является пластичность - важнейшее качество глин, обеспечивающее способность к перестройке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Она исключает механическое разрушение при прорыве нефти и газа под избыточным давлением (до определенного предела). Однако при росте давления в течение достаточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экранирующие свойства.

Соли, гипсы и ангидриты являются покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводорода. Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. С увеличением глубины возрастает пластичность солей и сульфатных пород, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков , реже доломитов , мергелей , аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород.

По площади распространения различаются региональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью. Они обычно выдерживаются в пределах отдельных нефтегазоносных областей. Зональные покрышки бывают выдержаны как минимум в пределах одной зоны нефтегазонакопления. Локальные покрышки имеют ограниченное распространение, часто занимают площадь одного или нескольких месторождений. Они обусловливают сохранность отдельных залежей и характер их распределения в разрезе месторождения.

Карбонатные покрышки часто ассоциируются с кабонатными же коллекторами, границы между ними имеют весьма сложную поверхность. Для

карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности (в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка). Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.