Большая энциклопедия нефти и газа. Типы пород-коллекторов и нефти и газа

Коллекторы нефти и газа

(от cp.-век. лат. collector - * a. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas y petroleo ) - горн. породы, способные вмещать жидкие, газообразные и отдавать их в процессе разработки м-ний. Критериями принадлежности пород к K. н. и г. служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Ниж. пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют пром. оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.
Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет K. н. и г.: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы разл. вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.
Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрич. состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, кол-ва, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к разл. классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и кол-во её влияют на фильтрац. способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.
Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментац. преобра- зований, за счёт влияния к-рых развиваются поры, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород - ранняя , избират. и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов K. н. и г. Наиболее значит. запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.
Вулканогенные и вулканогенно-осадочные K. н. и г. отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах м-ния. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.
Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значит. изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органич. веществом; , развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. B нек-рых разностях достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные K. н. и г. Пром. нефтеносность глинисто-кремнисто- битуминозных пород установлена в баженовской (Зап. ) и пиленгской (Сахалин) свитах.
Наиболее значит. запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление K. н. и г. проводится комплексом Геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных c учётом всей геол. информации по м-нию. При изучении карбонатных K. н. и г., кроме традиц. литологич. и промыслово-геофиз. методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой, капиллярного насыщения пород люминофорами и др. методы. K. И. Багринцева.

Горная энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . Под редакцией Е. А. Козловского . 1984-1991 .

Смотреть что такое "Коллекторы нефти и газа" в других словарях:

Любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды и м бы его контролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геол. обстановки: физ. свойствами, состоянием мигрирующих нефти и газа, свойствами г. п. и участием в… … Геологическая энциклопедия

Геология нефти и газа Специализация: Геология нефти и газа Периодичность: 6 выпусков в год Сокращённое название: ГНГ Язык: русский Главный редактор: А.И.Варламов … Википедия

Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти … Википедия

Нефть результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно осадочных отложениях в бескислородных условиях.… … Википедия

Подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник пластовая вода (от < 1 до 80 90% по массе), к рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа вода в нефти … Химическая энциклопедия

колектори нафти і газу - коллекторы нефти и газа oil and gas reservoirs Erdöl Erdgasspeicher, Erdöl und Gasspeicher г.п., здатні вміщати рідкі, газоподібні вуглеводні і віддавати їх у процесі розробки родовищ. Критеріями приналежності порід до К.н.г. слугують величини… … Гірничий енциклопедичний словник

- [ναφτα (нафта)] жидкий каустобиолит, исходное звено в классификационном спектре нафтидов. Генетически Н. представляет собой обособившийся в самостоятельные скопления концентрат жидких, преимущественно углеводородных,… … Геологическая энциклопедия

Эта статья предлагается к удалению. Пояснение причин и соответствующее обсуждение вы можете найти на странице Википедия:К удалению/8 октября 2012. Пока процесс обсуждени … Википедия

Федеративная Республика Нигерия (Federal Republic of Nigeria), гос во в Зап. Африке. Входит в Содружество (брит.). Пл. ок. 924 тыс. км2. Hac. ок. 92,4 млн. чел. (оценка, 1984). Столица Лагос. Состоит из 19 штатов. Офиц. язык английский.… … Геологическая энциклопедия

В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Смехов. Евсей Максимович Смехов (1898 11 февраля 1996) советский учёный нефтяник, зам.директора ВНИГРИ профессор ВНИГРИ доктор наук. Свою трудовую деятельность… … Википедия

Книги

Журнал Научно-технический "Геология нефти и газа № 6/2015 , . Содержание номера РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ Шеин В. С. Нефтегазогеологическое районирование территорий и акваторий России В статье рассмотрены существующиепринципы…

министерство образования и науки российской федерации

Федеральное Государственное Бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

ТюменскИЙ государственнЫЙ нефтегазовЫЙ университет

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра "Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"

Курсовая работа

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

Выполнил: студент гр. НР-10-2

Дамонов Ф.Ф.

Проверил: Кармацкая О.В.

г. Тюмень - 2013

Введение

Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды

Классификация коллекторов

Минералогический состав пород-коллекторов

Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа

Породы-коллекторы западной Сибири

Заключение

Список использованной литературы

Введение

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

1. Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды

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

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

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

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

Классификация коллекторов

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

2. Классификация коллекторов

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

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

Коллектор		Критерий классификации

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1) пористостью;

2) проницаемостью;

) удельной поверхностью;

) гранулометрическим составом;

) механическими свойствами;

) насыщенностью пород нефтью, водой и газом.

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

Минералогический состав пород-коллекторов

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

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

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

МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД.

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

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

Кварц ………………………………………………….….66,8

Полевые шпаты……………………………………………11,5

Глинистые минералы……………………………………….6,6

Лимонит……………………………………………………..1,8

Карбонаты…………………………………………………..11,8

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

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

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

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

МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД.

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

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

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

Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 2. Коллектор-известняк с вторичной пористостью.

порода коллектор нефть газ

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

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

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

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

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

Породы-коллекторы западной Сибири

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

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

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

Список использованной литературы

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

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

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

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

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

Группа пород	коллектора	Вид порового пространства	Литологические разности пород

Обломочные		Межзерновой	Пески, песчаники, алевриты, промежуточные разности пород
	Трещинный	Трещинный	Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
		Окончание табл. 3

Карбонатные		Межформенный	Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
		Внутрифор-менный	Биоморфные известняки
		Межзерновой	Доломитистые и доломитовые хемогенные и криптогенные известняки, доломиты, калькарениты
	Трещинный	Трещинный	Криптогенные доломиты, известняки хемогенные окремненные и глинисто-кремнистые
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный, каверновый	Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
Глинистые	Трещинный	Трещинный	Аргиллиты известковые, известково-кремнистые
Коры выветривания магматических и метаморфических пород. Кремнистые, сульфатные		Межзерновой	Кора выветривания гранитов, гнейсов, сили- циты
	Трещинный	Трещинный	Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты
	Смешанный (сложный)	Межзерновой, трещинный	Серпентиниты, андезиты

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

	структуре (признак рода)	Петрографические виды пород	Вид певич-ной порис-тости	Вид вторичной пористости	коллектора	Тип колек-тора

Силикалиты	Ангуло-псефитовая	Брекчии, дресвяники, конгломераты и гравелиты	Межзерновая	Межзерновая (остат.), трещинная, каверновая (в кар-бонатном цементе)	трещинный, порово-трещинный, порово-ка-верновый
	Сферо-псефитовая

	Псамми-товая	Пески и песчаники
	Алеври-товая	Алевриты и алевролиты
	Пелито-вая	Глинистые породы различного состава		Трещинная	Трещинный
	Гелево-аморфная
Карбонатолиты	Ангуло-псефитовая	Брекчии, дресвяники, конгломераты и граве-литы	Межзерновая	Межзерн. (остаточн. и эпигенетическая), трещинная, каверновая	порово-трещинный, трещинно-поровый, порово-каверновый
	Сферо-псефитовая
	Псамми-товая	Карбонат-ные песчаники, кальклититы
	Алеври-товая	Карбонат-ные алев-ролиты

Окончание табл. 7


Карбонатолиты	Кристаллитовая	Микрито-вые и зер-нистые из-вестняки и доломиты		Межзерновая (эпигенетическая), трещинная, каверновая	трещинно-поровый, трещинный, трещинно-каверновый каверновый
	Сферо-агрегат-ная	Оолитовые, глобулярные, сфероагрегатные, пеллетовые извес-тняки и доломиты	Межзерновая (межформенная), внутриформенная	Межзерновая/ межформенная (остаточная и эпигенетическая), внутриформенная (остаточная и эпигенетическая), трещинная, каверновая	трещинно-поровый, трещинный, трещинно-каверновый каверновый
	Биолитовая	Строматолитовые, он-колитовые, каркасные, бентоморфные, планктономорфные, детритово-шла-мовые из-вестняки и доломиты	Межзерновая (межформенная), внутриформенная

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)

	Пористость эффективная, %	Проницаемость по газу, n . ? 10 -12, м2	Проницаемость
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.			Пониженная
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.
Песчаник ср/з. Песчаник мел/з. Алевролит кр/з. Алевролит мел/з.			Обычно не имеет промышленного значения

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)

	Проницаемость, 10 -15 м2 Эффективная пористость, %	Литологические разности
Группа А (классы высшей емкости, эффективная пористость	> 1000	Известняки биоморфные, скелетные (рифовые), крупнокавернозные
	1000-500	Известняки биоморфные, кавернозные
	500-300	Известняки кавернозные и органогенно-обломоч-ные
Группа Б (классы средней емкости, эффективная пористость от 15 до 5 %)	300-100	Известняки крупнозернистые порово-каверноз-ные, крупнооолитовые
	100-50	Известняки и доломиты средне- и мелкозернистые порово-каверноз-ные, мелкооолитовые
Группа В (классы малой емкости, эффективная пористость	50-25	Известняки оолитовые, мелкодетритовые, биоморфные, инкрустированные
	25-10
	10-1

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.

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.

Введение.........................................................................
1. Породы-коллекторы............................................................... 1.1. Общие сведения...................................................................... 1.2. Основные признаки пород-коллекторов..............................
2. Петрографическая характеристика пород-коллекторов............ 2.1. Схема петрографического изучения............................... 2.2. Петрографические признаки терригенных пород- 2.3. Петрографические признаки карбонатных пород- коллекторов.............................................................
3. Классификации коллекторов.............................................. 3.1. Общие классификации............................................... 3.2. Оценочные классификации.......................................... Заключение..................................................................... Литература.....................................................................

___________________________________________________________________________

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.

Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород.

К настоящему времени предложен ряд классификаций коллекторов терригенного (обломочного) и карбонатного состава, однако ни одна из них не получила практического применения. Это объясняется тем, что трудно создать универсальную классификацию коллекторов, которая отражала бы все их свойства и представляла бы не только академический интерес, но и удовлетворяла бы запросам промышленности, оказывая существенную помощь при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.

В различных опубликованных классификациях рассматриваются самые разнообразные свойства коллекторов: в одних излагаются морфология и генезис поровых пространств (И.М. Губкин), в других коллекторы расчленяются по форме их поровых пространств (П.П. Авдусин и М.А. Цветкова), в третьих они расчленяются по проницаемости (А.Г. Алиев, Г. И. Теодорович), далее по признакам, характеризующим различные генетические типы коллекторов (Н. Б. Вассоевич), наконец, по эффективной пористости и проницаемости (А. А. Ханин) и т. д.

Основываясь на данных о пористости и проницаемости горных пород, все известные коллекторы нефти и газа можно подразделить на две большие группы: межгранулярные (поровые) и трещинные.

Основное их различие заключается в том, что емкость и фильтрационные свойства межгранулярных коллекторов (чаще всего песчаников) определяются в основном структурой порового пространства, тогда как в трещинных коллекторах фильтрация нефти и газа обусловливается главным образом трещинами. Основной емкостью для трещинных коллекторов служат те же, что и для межгранулярных, - межзерновые поры, а в карбонатных породах также и каверны, микрокарстовые пустоты и стилолитовые полости.

Роль самих трещин в общей емкости трещинного коллектора, как правило, незначительна и лишь иногда возрастает в зонах дробления горных пород вблизи дизъюнктивных дислокаций.

Трещинные коллекторы характеризуются разнообразием и сложностью их строения, наличием в них микротрещин, роль которых является ведущей в фильтрации флюидов. Однако не следует смешивать трещинный коллектор с трещиноватой породой, так как трещинный коллектор характеризуется лишь ему присущими специфическими особенностями, которые были указаны выше.

Е.М. Смехов и другие по условиям фильтрации выделяют два типа коллекторов - межгранулярные и трещинные, - а по характеру их емкости - каверновый, карстовый, смешанный и порово-трещинный, которые, в свою очередь, подразделяются по преобладающему значению той или иной структуры пустот.

Большая часть имеющихся в трещиноватых породах пустот, определяющих тип коллектора, сообщаются благодаря широко развитой в них сети микротрещин.

Приведенная классификация трещинных коллекторов может оказаться полезной на практике, так как выделение в разрезе того или иного типа трещинного коллектора способствует выбору надлежащего метода разведки и разработки месторождения, а также учету необходимых параметров (пористость, коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи) для подсчета запасов нефти и газа.

Природные коллекторы весьма разнообразны по строению и чаще всего представлены смешанными типами с преобладанием того или другого основного типа.

Во всех районах распространены преимущественно две системы трещин, одна из которых, как правило, имеет простирание, совпадающее с простиранием слоев, вторая - с направлением падения слоев. Спорадически появляются диагональные к ним системы трещин.

Другой характеристикой трещиноватости является густота трещин, тесно связанная с литологией пород. Обычно наибольшей рас-тресканностью обладают кремнистые разности, затем глинистые и известковистые. В песчаных разностях в общем случае отмечены минимумы трещиноватости. Интенсивность трещиноватости не зависит от мощности слоя, что доказано на большом фактическом материале.

При изучении трещин в шлифах отмечено, что микротрещины развиты в той или иной мере во всех литологических разностях горных пород. Наименьшее количество трещин имеют песчаники и алевролиты, однако и в них отмечены открытые трещины и трещины, заполненные желтым битумом.

В то время как распределение трещиноватости в разрезе зависит от литологических разностей пород, распределение максимумов растресканности по площади тесно связано с тектоническими явлениями, контролируемыми упругостью породы. Имеются данные о том, что независимо от условий, максимумы трещиноватости преимущественно располагаются на периклиналях структур. Иногда они приурочены к изгибам слоев.

В то же время структуры платформенного типа имеют максимумы трещиноватости, спорадически распространенные по крыльям складок, на структурах геосинклинального типа - вдоль осей.

Согласно изложенной характеристике трещиноватых пород при определении их пористости (емкости) для подсчета запасов основное внимание должно быть уделено изучению межзерновой пористости. Однако в некоторых случаях при выяснении емкости коллектора необходимо учитывать и трещинную пористость, если межзерновая или вторичная равны первым единицам процента, а трещинная 1% и более.

Гранулометрический состав пород.Гранулометрический анализ горной породы дает представление о количественном содержании в ней частиц различной величины. Количественное содержание и соотношение фракций частиц в известной мере определяют пористость, проницаемость и коллекторские свойства породы. Гранулометрический анализ выражается в определении процентного содержания фракций зерна различной крупности (в мм). Он производится различными методами, подробно описываемыми в специальной литературе.

В промысловых условиях гранулометрический состав породы обычно определяют ситовым анализом, заключающимся в разделении частиц размером свыше 0,1 мм (0,074 мм). Для разделения частиц менее 0,074 мм применяют седиментационный и другие методы. Фракционный состав породы обычно записывают в таблицу (табл. 1).

По гранулометрическому составу выделяют разнообразные породы: глины, алевриты, пески и т. д. Характер дисперсности пород определяется не только их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью. Удельной поверхностью породы называется суммарная поверхность частиц, содержащихся в единице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельной поверхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц в породе, тем больше ее удельная поверхность, и чем больше крупных частиц, тем меньше удельная поверхность. Таким образом, определение удельной поверхности породы дополняет данные гранулометрического анализа.

Наибольшую удельную поверхность имеют пелиты, меньшую - алевриты, а наименьшую - псаммиты. С увеличением удельной поверхности, как правило, ухудшаются коллекторские свойства породы.

Помимо этого, на основании данных гранулометрического состава судят о характере однородности породы. Для этого строят кривые суммарного состава и распределения зерен песка по размерам, откладывая по оси ординат нарастающие весовые проценты фракций, а по оси абсцисс - диаметры частиц в логарифмическом масштабе.

Построение указанной кривой в соответствии с примером гранулометрического состава илистого мелкозернистого песка, приведенного в таблице, ведется следующим образом. Данные таблицы преобразуют в удобный для графического изображения вид нарастающих процентов для соответствующих диаметров частиц.

На основе указанных данных строят кривую суммарного гранулометрического состава. По указанной кривой определяют коэффициент неоднородности породы, под которым понимают отношение диаметра частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 60% вес. от веса всего песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% вес. от веса песка, т.е.

Для однородного по составу песка коэффициент неоднородности равен единице. Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений России колеблется в пределах 1,1 – 20.

Знание однородности пород позволяет получить относительное суждение о его коллекторских свойствах, которые улучшаются для однородных песков (и песчаников) по сравнению с неоднородными.

Наряду с этим знание гранулометрического состава пород позволяет выбрать размер щелей фильтров в эксплуатационных колоннах для предотвращения (или ограничения) поступления песка из пласта в скважину.

Трещиноватость пород. Более 60% добываемой в настоящее время нефти в мире приурчено к карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинных коллекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение.

Изучение природы пористости и проницаемости карбонатных пород, их стратиграфии, тектоники, геологической истории и палеогеографии позволяет более эффективно проводить поиски, разведку и разработку связанных с ними залежей нефти.

Литолого-петрографическое изучение трещиноватости пород показало широкое распространение в породах микротрещиноватости («волосные» микротрещины). По происхождению микротрещины могут быть подразделены на диагенетическо-тектонические и тектонические. Выяснение происхождения трещиноватости возможно лишь при детальном изучении петрографических и геологических данных, характеризующих породы, и при наличии большого каменного материала.

В большинстве случаев трещиноватость пород преимущественно связана с тектоническими и реже с диагенетическими процессами.

Трещины диагенетического происхождения свойственны преимущественно известнякам и доломитам, они располагаются чаще перпендикулярно к слоистости.

Распространение трещин из одного слоя в другой с сечением поверхности напластования может свидетельствовать о тектоническом происхождении трещин. Трещины нетектонического происхождения обычно образуют в плане многоугольную сетку. Вопрос о происхождении микротрещин еще недостаточно изучен и требует проведения дальнейших исследований.

Нетектонические трещины, именуемые первичными, образовались в стадию позднего диагенеза и эпигенеза. В породах, прошедших стадию хотя бы первых слабых тектонических (колебательных) движений, первичные трещины преобразуются в тектонические и приобретают свойственные им особенности. Так как в земной коре не существует недислоцированных пород, кроме современных осадков, выделение более или менее значительного количества первичных трещин затруднительно.

В настоящее время тектоническое происхождение подавляющего большинства трещин можно считать доказанным. Об этом свидетельствуют особенности, свойственные трещиноватости:

1)объединение трещин в системы, образующие более или менее правильные геометрические сетки;

2)преимущественно вертикальный относительно слоистости пород наклон трещин;

3)тесная связь ориентировок основных систем трещин с направлением тектонических структур.

Такое происхождение имеют трещины в пределах одного пласта, а также пересекающие несколько пластов независимо от их состава и мощности. Аналогичное явление наблюдается в приконтактных трещинах, развитых на границах пород различного лито логического состава. Лишь трещины по слоистости (или по плоскостям, близким к ней, как, например, трещины кливажа) и диагональные к слоистости представляют исключение из преобладающих трещин, ориентированных в основном перпендикулярно к напластованию пород. Их происхождение связано с влиянием как первичных, так и вторичных процессов растворения (преимущественно в карбонатных породах) и односторонними направлениями тектонических деформаций в пластичных породах.

При изучении трещиноватости горных пород с целью определения их коллекторских свойств основной интерес представляют тектонические трещины.

Трещины, которые можно наблюдать невооруженным глазом в обнажениях, горных выработках, в керне, называют макротрещинами. В отличие от них трещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом, называют микротрещинами. Верхний предел раскрытости (ширины) микротрещин условно принято считать равным 100 мк.

В целом трещиноватость (макро- и микротрещины) в горных породах характеризуется относительно правильными геометрическими системами трещин. В общем случае геометрическая сетка состоит из двух основных систем вертикальных (к слоистости) трещин с взаимно перпендикулярными направлениями. В отдельных случаях геометрическая сетка трещиноватости горных пород может быть представлена одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостям напластования (рассланцованные, тонкослоистые породы) или тремя перпендикулярными системами (мергели), или сочетанием нескольких различно ориентированных систем (глины), создающим впечатление «бессистемного» (хаотичного) расположения трещин.

Установленная закономерность в расположении и ориентировке трещин в горной породе может рассматриваться как один из главных признаков, позволяющих определить такие важные параметры, как интенсивность трещиноватости и направление главных систем трещин.

Интенсивность трещиноватости пласта обусловливается общим количеством развитых в нем трещин и зависит от его литологического состава, степени метаморфизма пород, мощности вмещающей среды и структурных особенностей залегания пласта.

На коллекторские свойства трещиноватых пород значительное влияние оказывает литологический фактор; характер распределения и интенсивность проявления трещиноватости тесно связаны с вещественным составом исследуемых пород и структурно-текстурными особенностями; наиболее трещиноватыми являются доломитизированные известняки, затем чистые известняки, доломиты, аргиллиты, песчано-алевритовые породы, ангидрито-доломитовые породы и ангидриты.

Анализ большого фактического материала, проведенный в научно-исследовательских организациях, позволил установить, что проницаемость трещиноватых пород обусловливается системами развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

Благодаря распределению трещин в горной породе по системам можно определить густоту трещин, которая дает возможность определить объемную и поверхностную плотности трещин.

Необходимые сведения о трещиноватости пород могут быть получены в процессе наблюдений в обнажениях на дневной поверхности, а затем экстраполированы на глубину - на участки со сходным геологическим строением. Такие наблюдения представляют большой практический интерес не только для территорий, где отсутствует глубокое бурение, но и для площадей, недра которых вскрыты скважинами.

Другим важным параметром трещиноватости горных пород является раскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости (ширины) микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005-0,01 мм, узкие (субкапиллярные) 0,01-0,05 мм и широкие (волосные) 0,05-0,15 мм и более.

При исследовании трещиноватости пород, помимо густоты трещин и величины их раскрытости, следует изучать форму трещин (линейные или извилистые), степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и т. п.

По степени выполнения трещин различают открытые, частично выполненные и закрытые. Исследования различных лито логических разностей трещиноватых пород показали, что:

1) в песчаниках и алевролитах преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые;

2) в глинах и аргиллитах также преобладают открытые микротрещины;

3) в мергелях имеются открытые и закрытые микротрещины;

4) в органогенных доломитовых известняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины;

5) в доломитах наблюдается широкое развитие закрытых микротрещин с менее значительным распространением открытых; форма их извилистая, часто зазубренная.

Как известно, основными коллекторскими свойствами горной породы, характеризующими ее способность аккумулировать и отдавать флюиды, являются ее пористость и проницаемость. Пористость трещиноватой породы можно разделить на межзерновую и трещинную. Первая характеризует объем пустот между зернами (кристаллами) породы, вторая обусловлена объемом пустот, образованных трещинами. Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногда полостностью), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы - коэффициентом трещинной пористости (или полостности).

Кроме того, в карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовые полости). Таким образом, под общей пористостью трещиноватой породы следует понимать отношение суммарного объема пустот, содержащихся в породе, к объему этой породы.

Таким образом, при определении коллекторских свойств пород, очевидно, решающую роль имеет межзерновая пористость, а не трещинная.

В отличие от трещинной пористости, обычно мало влияющей на величину общей пористости породы, трещинная проницаемость фактически определяет величину общей проницаемости.

Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах. Это видно из того, что трещиноватые породы представлены обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями, межзерновая проницаемость которых измеряется тысячными долями миллидарси. Между тем из таких пород в ряде отечественных и зарубежных месторождений получены весьма значительные притоки нефти и газа.

– это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке месторождений. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Свойства коллекторов.

Пористость – это процент содержания пустот в породе. Кристаллические породы могут иметь менее 1% пустот, тогда как некоторые песчаники около 35–40%, а кавернозные известняки могут обладать даже еще большей пористостью.

Различают общую, открытую и эффективную пористость коллекторов.

Общая пористость заключается в отношении объема всех пор к объему всей породы.

Открытая пористость заключается в отношении объема пор, которые сообщаются между собой, к объему породы.

Эффективная пористость заключается в отношении объема пор, по которым возможно течение флюида, к объему породы.

Наиболее обычный тип пустот – промежутки между зернами крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам. Размер зерен не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости.

Другой распространенный тип пустот – это каверны растворения в карбонатных породах – известняках и доломитах. Всякий раз, когда такие породы находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от микроскопических пор до гигантских пещер. Еще одним типом природных пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели.

Различают следующие виды пустот:

Поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород

Поры растворения (каверны выщелачивания), образуются в результате циркуляции подземных вод преимущественно в горных породах

Поры и трещины, возникающие под влиянием химических процессов (процесс доломитизации - превращение известняка в доломит, сопровождающийся уменьшением объема)

Пустоты и трещины, образовавшиеся в результате выветривания

Трещины тектонического происхождения

По происхождению поры делятся на:

1) Первичные-образовываются во время формирования породы.

Пустоты между частицами и зернами, слагающими породу

Пустоты между плоскостями наслоения

Пустоты, образованные после разложения органики

Пустоты изверженных пород

2) Вторичные-образовываются после формирования породы.

Поры, образованные в результате растворяющего действия воды

Трещины, связанные с действием тектонических сил

Трещины, образованные в результате перекристаллизации породы

По величине поры делятся на:

Обыкновенные(сверхкапиллярные)

Капиллярные

Субкапиллярные

Проницаемость – это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Проницаемость измеряется в Дарси. Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10–15%) имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из глинистых пород разрабатываются.

Выделяют абсолютную, эффективную и относительную проницаемость.

Абсолютная(физическая)-это проницаемость химически-инертного газа по отношению к породе(на практике спользуют сухой инерный газ или воздух)

Эффективная(фазовая)-это проницаемость пористой среды при наличии в порах жидкости или газа(величина зависит не только от физических свойств породы, но и от процентного соотношения насыщающих породу жидкостей или газов); эффективная проницаемость всегда ниже абсолютной

Относительная, она равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот - пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Кроме этого горная порода должна обладать высоким коэффициентом нефтегазонасыщенности.

Хотя обычно породами-коллекторами являются песчаники и карбонатные породы, любые породы, которые обладают необходимыми геологическими или структурными характеристиками, могут содержать нефть в промышленных количествах.

Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.

Изменение коллекторских свойств с глубиной.

С увеличением глубины залегания пород под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно пористость уменьшается и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства.

Это относится преимущественно к гранулярным коллекторам (пески, песчаники, алевролиты).

Улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных и других сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических и других процессов.

В терригенных горных породах - коллекторах вторичная пористость на больших глубинах при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием агрессивных горячих вод, насыщенных углекислотой.

Классификация пород-коллекторов.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа:

Гранулярные или поровые (только обломочные горные породы)

Трещинные (любые горные породы)

Каверновые (только карбонатные породы)

Выделяют три больших группы коллекторов по степени проницаемости:

Равномернопроницаемые

Неравномернопроницаемые

Трещиноватые

Выделяют пять классов коллекторов по величине эффективной пористости:

Класс А, пористость >20%

Класс В, пористость 15-20%

Класс С, пористость 10-15%

Класс D, пористость 5-10%

Класс Е, пористость <5%

Каждый из этих классов разделяется еще на 3 группы по скорости движения жидкости.Практическое значение имеют первые четыре класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами - пески, песчаники, алевролиты

Большая энциклопедия нефти и газа. Типы пород-коллекторов и нефти и газа

Смотреть что такое "Коллекторы нефти и газа" в других словарях:

Книги

Похожие публикации