Классификация пород коллекторов по происхождению. Свойства коллекторов нефти и газа

Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные резервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторождений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скопление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и биопустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и некоторые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

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 песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими. Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах. В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает карстообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер. Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ. Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах. Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями. Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов − выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др. Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой − характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверхность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризуется величиной удельной поверхности:

где f – коэффициент пористости; D – средний диаметр зерен, см.

Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами. Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известняков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей. Она существенно изменяется уже в диагенезе − когда происходит выщелачивание, перекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет определяющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород. Кавернозные известняки являются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся каверны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразованиями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить. В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как правило, благодаря трещиноватости, достигая 2 − 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

где V – скорость фильтрации, м/с; m – динамическая вязкость, Па с; Δр – перепад давления на отрезке А1, Па/м; Кп – коэффициент проницаемости, м2. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2. Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным характером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД; при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигурации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсортированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента проницаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец пористой среды и от времени фильтрации. Однако в процессе эксперимента наблюдаются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изменяющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого материала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сечения поровых каналов. При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита − в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – пористости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных коллекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин. Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени заполнения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного происхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гранитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами основного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами. Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 57%; в известняках и доломитах – 42%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты). Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в качестве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мелкозернистые песчаники и алевролиты. Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разведанных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое развитие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов − заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород. Однако еще в начале XX столетия были получены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами катагенеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количество рассеянного ОВ, окремнелые. Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверхность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны контакта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость. Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (>1 мм). Среди последних различают сверхкапиллярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные поры размером <0,0002 мм. Породы, обладающие субкапиллярными порами, для нефти практически непроницаемы; к ним, в частности, относятся глины.

Изучение терригенных коллекторов, выполненное Г.Н. Перозио, Б.К. Прошляковым, П.А. Карповым, Е.Е. Карнюшиной, Р.Н. Петровой, И.М. Горбанец и др., показало тесную корреляционную зависимость между типом коллекторов и величиной открытой пористости, с одной стороны, и уровнем катагенетического преобразования их с глубиной, с другой. Определяющими при этом являются процессы уплотнения пород-коллекторов и трещиннообразование. Данные Б.К. Прошлякова по Прикаспийской впадине показывают, что соответствующее уплотнение и активное трещиннообразование происходит на глубине 3,5-4,0 км, а образующаяся при этом трещинная пористость составляет около половины всего объема пор, а трещинная проницаемость измеряется тысячами миллидарси. Наглядное представление о типах коллекторов в терригенных породах и влиянии катагенеза в процессе погружения их дает сводная таблица, составленная Е.Е. Карнюшиной (табл. 2).

Для сравнения, по данным И.М. Горбанец (1977), трещиннообразование в кварцевых и глауконито-кварцевых алевролитах верхнего эоцена Западно-Кубанского прогиба Скифской эпигерцинской плиты начинается с глубины около 4,0 км. В интервале разреза от 0,6 до 5,0 км выделяются следующие зоны распределения различных типов коллекторов: I тип (до 3,5 км) − поровые; II (3,5-4,5 км) − преобладание трещинно-поровых при наличии всех остальных типов; III (глубже 4,5 км) − трещинные.

Существует основная классификация пор, каналов и других пустот по размерам на основе различия основных сил, вызывающих движение флюидов. М.К. Калинко составил общую классификационную таблицу всех видов пустот в зависимости от их морфологии и размеров (табл. 3; пределы отклонения размеров указаны в каждом конкретном случае).

А.А. Ханин применяет иную, чем М.К. Калинко, градацию пор по размерам, выделяя макропоры крупнее 1 мм и микропоры меньшие, чем эта величина. Комплексное использование основных отмеченных выше параметров пород-коллекторов позволило предложить на базе рекомендаций А.А. Ханина и др. в качестве практической (промышленной) следующую классификацию коллекторов, различающихся по величине пористости и проницаемости. К коллекторам первого класса относятся коллекторы с эффективной пористостью свыше 26% и проницаемостью – свыше 1000 мД; второго класса – коллекторы с эффективной пористостью от 18 до 26% и проницаемостью – от 500 до 1000 мД; третьего − от 12 до 18% и проницаемостью – от 500 до 100 мД; четвертого − от 8 до 12% и от 100 до 10 мД; пятого класса − от 4,5 до 8% и от 10 до 1 мД. Породы-коллекторы, имеющие эффективную пористость менее 4,5% и проницаемость ниже 1 мД, промышленного значения не имеют, образуя коллекторы шестого класса. Наиболее полные классификации карбонатных коллекторов разработаны Е.М. Смеховым и др. (1962) и М.К. Калинко (1957). Обычно карбонатные коллекторы разделяются на три большие группы: межзерновые, межагрегатные и смешанные. Группа межзерновых коллекторов включает несколько типов в зависимости от состава вещества, заполняющего межзерновые пространства, и степени заполнения, а межагрегатных − две подгруппы: порово-каверновые и трещинные коллекторы; пористость последних не превышает, как правило, 1,7−2%.

Cтраница 1

Порода-коллектор - пористая осадочная порода, в которой удерживается газ (нефть); обладает проницаемостью.  

Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремния, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются.  

Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремнкя, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются.  

Порода-коллектор - пористая или трещиноватая порода, которая может содержать в своих пустотах нефть, газ или воду.  

Порода-коллектор, как и всякое другое пористое тело, при пропускании через нее различных жидкостей или газовых смесей частично задерживает (поглощает) содержащиеся в них вещества. Процесс поглощения имеет сложную природу и обычно состоит из нескольких совместно протекающих процессов, в результате которых могут изменяться состав, состояние и свойства коллектора. Свойство породы-коллектора поглощать из фильтрующихся растворов или газовых смесей содержащиеся в них вещества называется поглотительной, или адсорбционной, способностью.  

Порода-коллектор - это порода, которая может собирать в себе что-то полезное, нужное. Однако этого недостаточно, нужно, чтобы нефть и газ (поскольку в разделе рассматриваются породы-коллекторы нефти и газа) при определенных условиях могли в этой породе перемещаться по системе пустот.  

Порода-коллектор, в которой удерживается газ, должна быть пористой и проницаемой. Пористость характеризует емкость породы-коллектора по отношению к флюиду (нефти или газу), а проницаемость показывает, насколько легко флюид молсет проходить через породу. Чаще всего породы-коллекторы представляют собой проницаемые песчаники или карбонаты, но иногда газ обнаруживается и в упругих (непроницаемых) пластах.  

Палеополость - карбонатная порода-коллектор с очень сложным геологическим строением; представляет собой древние пещеры, соедине нные трещинами.  

Истощенный пласт - подземная порода-коллектор, которая не содержит промышленных количеств нефти или газа; используется для хранения природного газа.  

Как уже отмечалось выше, порода-коллектор в естественных условиях ее залегания подвержена влиянию двух видов давления: горного, передающего давление вышележащих горных пород и действующего в основном на скелет породы, и пластового, обусловленного давлением насыщающей пласт жидкости, приводящего к всестороннему сжатию зерен породы и компенсирующего часть горного давления.  

Структурные ловушки образуются, когда порода-коллектор деформируется или разрушается под действием высокого давления, а также в результате геологических процессов. Складка, направленная вниз, называется синклиналью. Свод или купол - это поднятие горных пород, аналогичное антиклинали. И те и другие образуют приподнятые участки. Такие структуры - первый тип ловушек углеводородов, обнаруженный геологами-разведчиками. Своды и антиклинали обычно асимметричны и вмещают в себя несколько газосодержащих слоев.  

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого (нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефтегазоотдача - в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта.  

Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого (нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефте-газоотдача - в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта.  

Такое состояние вполне соответствует условиям в пласте, где порода-коллектор в любой части пласта содержит некоторое количество связанной воды (как правило, по солевому составу близкой к пластовой), обеспечивающей равновесную с водой влажность гидрофильных породообразующих минералов. Поэтому значения проницаемости при установившейся фильтрации пластовой воды наиболее объективно характеризуют потенциальную проводимость породы-коллектора. Именно это значение проницаемости следует считать за абсолютную проницаемость пласта по жидкости.  

Жидкая фаза промывочной жидкости, которая отфильтровывается в пласт-коллектор (фильтром являются порода-коллектор и глинистая корка на стенках скважины) вследствие разности давления столба жидкости в скважине и пластового давления.  

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.

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)

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.

СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

1. Условия залегания нефти, воды и газа в месторождении

2. Состав коллекторов

3. Формирование коллекторов нефти и газа

4. Свойства коллекторов нефти и газа

1) Гранулометрический (механический) состав пород

2) Методы выделения и разделения глинистых фракций

3) Определение карбонатности коллекторов

4) Пористость горных пород

5) Пористость фиктивного грунта

6) Пористость естественных пород

7) Проницаемость горных пород

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов

11) Коллекторские свойства трещиноватых пород

12) Удельная поверхность горных пород

13) Механические свойства коллекторов

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

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

1. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА В МЕСТОРОЖДЕНИИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 1

Давление и температура в некоторых скважинах

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

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

2. СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Емкость коллектора трещинного типа обусловливается емкостью пустот всех трех видов:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

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

1) гранулометрический состав пород;

2) пористость пласта;

3) проницаемость пород коллектора;

4) удельная поверхность пород пласта;

5) карбонатность пород;

6) механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей;

7) насыщенность пород газом, нефтью и водой;

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

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

1) Гранулометрический (механический) состав пород

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

По формуле Стокса скорость падения в жидкости частиц сферической формы равна

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Отношением принято характеризовать степень неоднородности песка,

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

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

2) Методы выделения и разделения глинистых фракций

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

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

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

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

3) Определение карбонатности коллекторов

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

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

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

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

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

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

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

4) Пористость горных пород

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

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

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

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

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

1) сверхкапиллярные - размеры больше 0,5 мм ;

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

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

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

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

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

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

5) Пористость фиктивного грунта

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

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

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

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

(1.4)

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

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

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

т = 0,259 при α == 60°;

т = 0,477 при α= 90°.

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

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

6) Пористость естественных пород

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

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

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

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

Таблица 2

Пределы изменения полной пористости некоторых горных пород

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

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

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

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

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

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

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

Пески…………………….…… 20-25

Песчаники…........…………….. 10-30

Карбонатные коллекторы..……10-25

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

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

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

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

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

(1.6)

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

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

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

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

7) Проницаемость горных пород

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

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

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

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

Для характеристики только физических свойств пород используется ее абсолютная проницаемость.

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

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

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

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

(1.8)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

(1.10 ’’)

Единицы измерения проницаемости

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

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

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

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

(1.11)

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

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

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

(1.12)

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

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

при фильтрации жидкости

при фильтрации газа

(1.13)

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

8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9) Лабораторные методы определения проницаемости пород

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 4

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

1. Приспособления для приготовления смесей и питания керна.

2. Кернодержатель специальной конструкции.

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

4. Устройства для измерения насыщенности различными фазами пористой среды.

5. Приборы контроля и регулирования процесса фильтрации.

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

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

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

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

10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5

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

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

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

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

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

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

(1.41)

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

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

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

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

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

11) Коллекторские свойства трещиноватых пород

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

где b - раскрытие трещины.

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

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

Следовательно, расход жидкости через площадь фильтрации F породы будет равен

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

(1.46)

Расход жидкости через эту же породу по закону Дарси будет равен

(1.47)

где k тр -проницаемость трещин.

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

(1.48)

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

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

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

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

12) Удельная поверхность горных пород

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

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

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

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

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

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

Поверхность одной песчинки будет равна , а объем

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

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

,

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

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

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

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

Таблица 6

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

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

(1.50)

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

, (1.50 ’),

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

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

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

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

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

Тогда можно написать

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

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

, (1.56)

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

13) Механические свойства коллекторов

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

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

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

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

Весьма важно также знать пластические свойства пород.

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

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

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

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

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

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

3) стратиграфические условия залегания;

4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями.

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

Составляющие этого нормального поля напряжений имеют следующие значения:

по вертикали

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

по горизонтали

где п - коэффициент бокового распора.

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

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

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

, (1.59)

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

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

Тогда, исходя из уравнения (1.59), получим

, (1.60)

т.е. коэффициент бокового распора

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

σ = 0,43·σ z , (1.61)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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