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 .
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
Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:
Условия аккумуляции и фильтрации флюидов;
Величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;
Характер проницаемости;
Генезис и тип пород.
Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.
По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным - трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными , поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин. Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые .
По условиям аккумуляции флюидов , которые определяются морфологией пустотного пространства коллекторы также делятся на простые и сложные (смешанные).
В простых коллекторах пустотное пространство представлено следующими видами: порами, кавернами, карстовыми полостями и трещинами .
Поровые коллекторы обычно связаны с терригенными породами – песчаниками и алевролитами и реже - с органогенными карбонатными породами. Особенность этих пород-коллекторов заключается в том, что в них как емкость, так и фильтрация обусловлена структурой межгранулярной пористости - межзерновыми сообщающимися порами, образующими поровые каналы. Диапазон изменения объема порового пространства в этих коллекторах очень большой – от единиц до 40-50 %. Остальные виды пустотного пространства - каверны, карстовые полости и трещины в основным вязаны с карбонатными коллекторами.
Чисто трещинные коллекторы встречаются редко. Образуются они за счет вторичной трещиноватости в плотных жестких и хрупких породах, минеральная часть которых практически лишена пористости. Такими породами являются массивные пелитоморфные известняки, доломиты, мергели, песчаники, окремнелые аргиллиты, сланцы а также метаморфические, магматические и глинисто-кремнисто-сапропелевые породы. Часть пустот в коллекторах трещинного типа может быть образована межзерновыми порами, однако их суммарный объем составляет не более 5-7 %. К тому же часть этих пор является изолированной. Чисто трещинные коллекторы обладают низким объемом пустотного пространства, обычно не более 2,5-3 %.
Смешанное пустотное пространство характерно для карбонатных пород, где оно представлено сочетанием видов пустот, которые образуют следующие типы пустотного пространства: порово-трещинное, порово-каверновое, карстово-каверновое, порово-каверново-карстовое, порово-стилолитовое. Трещинно-поровые коллекторы преимущественно связаны с карбонатными породами, пустотное пространство которых образовано, главным образом, межзерновыми порами и кавернами. При характеристике типа коллектора основной вид пустот ставится в названии на последнее место.
По величине эффективной пористости коллекторы делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород, так и не зависимо от них. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова (1943) разделили терригенные коллекторы на пять классов. Практическое значение имеют коллекторы первых четырех классов.
Таблица. Классификация терригенных пород-коллекторов по величине эффективной пористости
По величине коэффициента проницаемости коллекторы также делятся на классы, как в зависимости от типа горных пород или типа фильтрующих пустот, так и не зависимо от них. Например, Г.И. Теодорович, не зависимо от типа фильтрующих пустот разделил все породы-коллекторы по величине коэффициента проницаемости на пять классов (таблица).
Таблица. Классификация коллекторов по величине коэффициента проницаемости (по Г.И. Теодоровичу)
Практическое значение для нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трех классов, а для газов также и четвертый класс.
Широко используются классификации по эффективной пористости и проницаемости раздельно для терригенных (песчано-алевритовых) коллекторов (А.А. Ханина, 1969) и карбонатных коллекторов (И.А. Конюхова, 1964). В классификации А.А. Ханина выделено шесть классов песчано-алевритовых коллекторов по их гранулометрическому составу, величине эффективной пористости и проницаемости.
Таблица. Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью (по А.А. Ханину, 1969)
П р и м е ч а н и е. Диаметр частиц (в мм): песчаник среднезернистый 0,5-0,25, песчаник мелкозернистый 0,25-0,1, алевролит крупнозернистый 0,1-0,05, алевролит мелкозернистый 0,05-0,01.
В классификации И.А. Конюхова выделено три группы карбонатных коллекторов по качественной оценке их емкости, и восемь классов по количественным значениям проницаемости и эффективной пористости.
Таблица. Классификация карбонатных коллекторов (по И.А. Конюхову)
5. По вещественному (литологическому) составу горных пород выделяются две основные группы коллекторов: терригенная и карбонатная. Кроме них существуют коллекторы, связанные с глинистыми, вулканогенными, вулканогенно-осадочными, метаморфическими и магматическими породами, а также породами кор выветривания.
Терригенные или песчано-алевритовые коллекторы . Коллекторы этого типа занимают основное место среди пород-коллекторов. С ними связана весьма значительная часть запасов нефти и газа. ЁФС терригенных коллекторов определяются в основном структурой порового пространства, поэтому их часто называют гранулярными или межгранулярными. Их общей особенностью является постепенное понижение ЁФС с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и других процессов.
Таблица. Классификация коллекторов нефти и газа по литологическому составу (по Б.К. Прошлякову и др.)
Карбонатные коллекторы . Они занимают существенное место среди пород-коллекторов. Причём значительная часть мировых запасов нефти и газа связана с трещинно-поровыми типами, небольшая с порово-трещинными и ничтожная с чисто трещинными.
Карбонатные породы являются полигенетической группой и по генезису первичных элементов могут быть хемогенными, органогенными, обломочными и смешанными. Часто в них присутствует терригенный материал, а иногда - пирокластический материал и аутигенные примеси в виде сульфатов, силикатов и других минералов.
Разные генетические группы карбонатных пород имеют различные характеристики первичной пористости и проницаемости. Уже на этапе формирования лучшими емкостными и фильтрационными характеристиками отличаются органогенные, особенно рифогенные, обломочные и оолитовые карбонатные породы. Они имеют поры сравнительно правильной формы, которые равномерно распределены в объеме породы. Поровые каналы обычно имеют значительные размеры.
Карбонатные породы имеют сложный характер емкостного пространства, образованного порами, кавернами, карстовыми и стилолитовыи полостями, а также трещинами и очень неравномерное его распределение в объеме породы. Емкость в карбонатных коллекторах образуется и преобразуется на всех стадиях литогенеза и зависит, главным образом, от межзерновой пористости, а фильтрация обусловливается преимущественно трещинами, поэтому карбонатные коллекторы часто называют трещинными .
Глинистые коллекторы . Эти коллекторы нефти и газа известны очень давно в разных регионах мира, в том числе на Северном Кавказе. Наиболее широко глинистые коллекторы распространены в центральной и южной части Западной Сибири, где они называются «баженитами. Там, на границе нижнего мела и верхней юры, в составе региональной покрышки развита баженовская свита, которая является промышленно нефтеносной.
У глинистых аргиллитоподобных коллекторов баженовского типа есть общее характерное свойство – высокое, в среднем 22,5 %, содержание органического вещества (ОВ) сапропелевого типа, наличие свободной кремнекислоты, в среднем 29,5 % и проявление сингенетичной нефтеносности. Таким образом, эти породы имеют смешанный трехкомпонентный глинисто-кремнисто-сапропелевый состав. Пустотное пространство глинистых коллекторов связано с их текстурной неоднородностью, имеет сложную морфологию и трещинный характер. Текстурная неоднородность определяется наличием жесткого каркаса из кремнекислоты и ОВ.
Кроме трехкомпонентных баженитов, среди глинистых коллекторов выделяются четырехкомпонентные породы, состоящие из глинистых минералов, кремнезема, пелитоморфного карбоната и ОВ , содержание которого находится в пределах от 8 до 20 % по весу. Их характерным примером являются породы доманиковой свиты верхнего девона Волго-Уральской НГП, или просто - доманикиты .
Глинистые коллекторы Северного Кавказа – хадумиты , являются двухкомпонетными. Они состоят из глинистых минералов и кремнезема. Название дано по хадумской свите майкопской серии пород.
Коллекторы магматических, метаморфических пород и их кор выветривания . Данные типы коллекторов связаны с фундаментом осадочных бассейнов (ОБ). В настоящее время на Земле известно порядка 450 промышленных месторождений нефти и газа, часть которых по своим запасам относится к крупным и уникальным. Общие начальные запасы месторождений фундамента составляют 15 % мировых доказанных запасов категории А + Б. Большинство залежей - 40 %, и более 75 % запасов УВ, находящихся в фундаменте связано с кислыми породами: гранитами и гранитоидами.
Характерной особенностью нефтегазоносносности фундамента является то, что коллекторы и флюидоупоры в нём могут быть представлены одной и той же породой. Пустотное пространство пород-коллекторов имеет каверново-трещинный и трещинный типы, которые связаны с рядом вторичных процессов: палеогипергенными и паледенудационными, дизъюнктивной тектоникой, гидротермальным выщелачиванием неустойчивых минералов, контракционной усадкой магматических пород и сочетанием этих процессов.
Морфологически выделяются следующие типы коллекторов:
1) выступовые, связанные:
а - с эрозионно-тектоническими выступами с массивным типом природного резервуара;
б – со сложным распределением пустотного пространства внутри гранитных массивов в виде гнёзд, линз, жил, «ёлочки»;
2) площадные, связанные с корой выветривания;
3) линейные, связанные с зонами динамического влияния разломов;
4) жильные, связанные:
а - с зонами повышенной тектонической трещиноватости и гидротермальной деятельности;
б – с древними речными долинами, как правило, дренировавших зоны разломов;
5) линейно-узловые, связанные с узлами пересечения тектонических разломов.
Часто кора выветривания и базальный горизонт осадочного чехла образуют единый природный резервуар.
6. По распространенности выделяют породы-коллекторы, которые имеют региональное, зональное и локальное распространение.
7. По толщине и выдержанности литологического состава выделяют коллекторы, характеризующиеся выдержанностью или невыдержанностью толщин, литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств.
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 ):
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:
К петрографическим признакам, определяющим вторичную (эпигенетическую) пористость, относятся:
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:
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:
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 |
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.
Следует признать, что до сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.
Изложенные принципы типизации терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа.
Литература
Багринцева К. И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.
Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1976. 136 с.
Геологический словарь: В 2 т. / Под ред. К. Н. Паффенгольца и др. М.: Недра, 1978. Т. 1. 486 с.; Т. 2. 456 с.
Селли К. Введение в седиментологию М.: Недра, 1981. 370 с.
Смехов Е. М . Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.
Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н. А. Еременко. М.: Недра, 1984. 480 с.
Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 356 с.
|
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.
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.
Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.
Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.
Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.
Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.
Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.
Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.
Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления .
Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.
Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы. Породы - коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %).
Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.
Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.
По величине обломков различают породы:
Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.
Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.
Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.
Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.
Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.
Емкость определяется пористостью - объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:
Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).
И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.
