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.
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.
Основная часть нефтяных и газовых месторождений приурочены к осадочным породам - обломочным, органогенным и хемогенным.
Обломочные породы - коллекторы образуются за счет разрушения прежде существовавших горных пород - мXагматических и магматические.
Обломочные делятся на:
1. терригенные
рыхлые: сцементированные:
песок > 0,1 мм песчаник
алеврит 0,1 - 0,01 алевролит
глина < 0,01 аргиллит
Частицы разрушенных г.п. могут быть сцементированы глинистым и карбонатным цементом. Если цемент глинистый, то при бурении водоотдача должна быть минимальной, если водоотдача повышеннная, то глины будут набухать и проницаемость пласта будет падать и обусловит длительное освоение скважин и низкие дебиты.
Для повышения дебитов принимают глинокислотные обработки, растворяющие цемент и увеличвающие проницаемость.
Если цемент карбонатный, то применяют солянокислотные обработки. Большинство коллекторов месторождений Западной Сибири являются терригенными.
Обломочные карбонатные породы - это обломки известняка, доломита, карбонатных зерен...
Коллектора из карбонатных породов представлены в Вольго-Уральской и Тиманопечерских провинциях.
Органогенные породы - коллекторы - это известняки биогенные из останков животных и растительных организмов т.е. рифовые образования.
Это месторождения уралоповолжья, украины, белоруссии, ближнего и среднего востока, индонезии, брунея, венесуэлы, мексики, пермской области.
Хемогенные породы-коллекторы - известняки и доломиты, образующиеся из-за химических реакций при сносе в море солей, кальция и магния.
В пордах коллекторах выделяют Поры:
Первичные поры (образованы в ходе осадконакопления):
Структурные (между частицами зерен пород)
Поры между плоскостями пород
Биогенные пороы при разложении органики
Межгранулярные и межкристаллические
вторичные:
как результат выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и эрозионных процессов.
Первичные поры обычно заполнены остаточной или связанной водой, сохранившейся в породе. Вторичные поры содержат нефть и газ.ы
Неколлекторные породы – это породы, которые не отдают нефть и газы. Коллекторы – накапливающие и отдающие нефть, газ и воду.ы
Итоги исследования щлама и керна увязывают с данными ГИС, результатами испытаний и гидродинамических исследованиях. Наиболее пористые трещиноватые породы насыщенные УВ в процессе отбора разрушаются. В ЗС коллекторы определяются в основном по ГИС. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.
37. Методика выделения коллекторов в терригенном в разрезе. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления горных пород (нефть и газ ток не проводят) и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.
Кавернометрией определяется диаметр скважин
При бурении глинистый раствор отфильтровывается в пласт и на поверхности интервала образуется глинистая корка и диаметр уменьшается.
38 . В карбонатных коллекторах три методы выделения из-за сложного строения: нефтегаз в порах, кавернах и трещинах.
Каротаж – испытание – каротаж.
Замер удельного электрического сопротивление до и после испытания позволяют выделять нужные интервалы.
После получения притоков сопротивление больше.
Метод двух растворов: сперва замеряют электрическое сопротивление, когда скважина заполнена буровым раствором, затем его меняют на воду и снова определяют сопротивление.
Вода обладает электропроводностью и проникает в пласть и сопротивление будет уменьшаться.
Совместное использование НГК и АГК. Методом НГК определяют общую пустотность пород: поры, каверны и трещины. АГК – только трещины. Так выделяется коллектор.
39. Породы коллекторы обнаруживаются также по увеличению скорости бурения, проходки на долото, провалы инструмента, поглощению бурового раствора, нефтегазоводопроводимости тк коллекторы пористые и проницаемости.
41. ФЕС характеризуется пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.
Поры - это пустоты с диаметром < 2 мм
Виды пористости - полная, характеризуется сообщающимися и несообщающимися порами К п = V пор\V образца породы * 100 = %
Несообщающиеся поры не отдают нефть и газ.
открытая (только сообщающиеся поры). Юзается при подсчете запасов и составлении проектов разработки. К оп = (вес сухого образца керна - вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца) /(вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца - вес насыщенного керосином образца в керосине)
По размерам поры:
сверхкапиллярные = 2 - 05 мм
капиллярные = 05 - 0,0002
субкапиллярные < 0,0002
Сверх и просто капиллярные могут быть нефтегазоносны, а суб иметь остаточную воду.
Максимум открытой пористости - это около 30-40 процентов.
В ЗС наиболее часто встречается Кпо = 15-17%
К по = 10 - 17% - это трудноизвлекаемые запасы.
Для добычи нефти и газа бурят горизонтальные скважины, боковые стволы, проводят гидроразрыв пласта.
Если коэфициент открытой пористости < 10%, то залежи нерентабельны и исключаются из подсчета запасов.
В карбонатных коллекторах нефть и газ в трещинах и нижние пределы пористости 2-3%, и только с меньшей - нерентабельны.
Кавернозность. Пустоты с диаметром больше 2 мм. Каверны образуются в процессе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и циркуляции пластовых вод. При подсчете запасов учитывают по коэффициент кавернозности.
Каверны образуются в процесе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и при циркуляции пластовых вод.
К кавернозности = объем каверн \ объем пор * 100 = %
При наличии каверн и трещин дебиты на два-три порядка выше, ибо проницаемость в 100-1000 раз больше.
Трещиноватость.
Макротрещины > 40-50 мм
Микротрещины < стольки же
При бурении породы разрушаются, поэтому можно изучать только микротрещины. Т.к. основные запасы в трещинах, то трещиноватость изучают по промысловым данным с помощью фотокаратожа и телекамер.
При наличии трещин большие дебиты.
Проницаемость.
П - способность породы пропускать через себя нефть, газ или воду.
По формуле Дарси к пр = (расход флюида через образец * вязкость флюида * длина образца)\(площадь поперечного сечения образца*разница давлений на входе и выходе)
Максимальная проницаемость достигает 2-5 Дарси.
Проницаемость в ЗС обычно 0,05 - 0,5 мкм2
Если проницаемость меньше 0,05 то запасы трудноизвлекаемы. Для добычи трудноизвлекаемых проводят гидроразрыв.
42. Неоднородность, её виды и количественная оценка
Коллектора месторождений в Западной Сибири имеют высокую степень неоднородности.
Неоднородность - широкое изменение вещественного состава и коллекторских свойств по площади и по разрезу.
Есть два вида неоднородности:
Макронеоднородность
Изменение толщин продуктивных пластов и разделяющих непроницаемых прослоев. Изучают по структурным картам общих и нефтяных толщин.
h общ - толщина пласта от кровли до подошвы
h общ - h эфф = h коллектора
h н г = толщина прослоек
Для характеристик параметров строят карты общих эффективных толщин. Изучают по детальным геопрофилям.
Микронеоднородность - изменение коллекторских свойств по площади, по разрезу.
Микронеоднородность характеризуется коэффициентом песчанистости. К песч = h эфф\h общ= 0 - 1
Если 1-0,7 - то высокопрододуктивная
министерство образования и науки российской федерации
Федеральное Государственное Бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
ТюменскИЙ государственнЫЙ нефтегазовЫЙ университет
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра "Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений"
Курсовая работа
На тему "Типы пород-коллекторов и нефти и газа"
Выполнил: студент гр. НР-10-2
Дамонов Ф.Ф.
Проверил: Кармацкая О.В.
г. Тюмень - 2013
Введение
Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды
Классификация коллекторов
Минералогический состав пород-коллекторов
Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа
Породы-коллекторы западной Сибири
Заключение
Список
использованной литературы
Введение
В любой работе первым
необходимым условием для получения хорошего результата является понимание того,
с чем мы работаем, то есть понимать объект работы. Наш объект работы -
породы-коллекторы. Процессы разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений тесно связаны с физическими и химическими
свойствами пород-коллекторов. Мы не можем оценить запас нефти и газа, если не
понимаем таких понятий как пористости, нефтенасыщенности, газонасыщенности.
Бурение, выбор способа эксплуатации, выбор методов интенсификации добычи, выбор
методов повышения коэффициента извлечения нефти и газа в какой-то степени
зависит от свойств горных пород-коллекторов и их поведения при различных
воздействиях. Изучению пород-коллекторов и процессов движения через них жидких
и газообразных флюидов также придается большое значение в связи с поисками и
разведкой нефтяных и газовых месторождений. Существуют многие науки, которые
изучают горные породы-коллекторы (геохимия, петрография, физика пласта,
геология нефти и газа…). В данном реферате будем рассматривать кратко некоторые
вопросы, связанные с классификацией пород-коллекторов, с характеристикой и
оценкой пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства
жидкостью и газом, механические и тепловые свойства.
1. Типы
пород-коллекторов нефти, газа и воды
Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.
Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису. Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками, песками, алевролитами, реже представлены карбонатными разностями (известняками, доломитами, мергелями). Если для первой группы колекторов пустотное пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости коллектора.
Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах, так и з хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири).
Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов.
Классификация коллекторов
Так как емкость пустот пород
может изменяться в широком диапазоне для единицы объема породы и в то же время
она предопределяет масштаб запасов нефти, большое значение приобретает
классификация коллекторов. По мнению автора наиболее удачна классификация Ф.И.
Котяхова , особенность которой состоит в том, что она применима к
коллекторам различного происхождения - к осадочным,изверженным и
метаморфическим (табл. 1). Трещиноватый
тип коллекторов известен на месторождениях США, З.Венесуэлы, Северного Кавказа,
З.Приуралья; к кавернозному типу относятся миссисипские известняки в Канаде.
2. Классификация
коллекторов
В связи с тем, что емкость пустот пород может изменяться в широких пределах, большое значение приобретает классификация коллекторов, которая по типу коллектора позволяла бы судить об относительных масштабах запасов нефти, газа и воды в залежах, о методах оценки и о способах разработки. Один из возможных вариантов такой классификации коллекторов нефти и газа приведен в табл. 1.
Табл.1.
Классификация
коллекторов нефти и газа (по Ф. И. Котяхову)
Коллектор Критерий
классификации Трещинный Трещиноватая S в =1;
m к =0 Каверновый Кавернозная S в =1;
m т =0 Каверново-трещинный Кавернозно-трещинноватая S в =1;
N ик >N ит Трещинно-каверновый Трещиновато-кавернозная S в =1;
N ит >
N ик Пористая m к =1; m т =0 S в <1 или m п >> m к +m т; N ип >>N ик +N ит Трещинно-поровый Трещиновато-пористая S в <1;
N ит >N ип;
m к =0 Порово-трещинный Пористо-трещиноватая S в <1;
N ип >
N ит;
m к =0 Порово-каверновый Пористо-кавернозная S в <1;
N ип >
N ик;
m т =0 Каверново-поровый Кавернозно-пористая S в <1;
N ик >
N ип;
m т =0 Каверново-трещинно-поровый Кавернозно-трещинновато-пористая S в <1;
N ик >
N ип +
N ит Порово-трещинно-каверновый Пористо-трещиновато-кавернозная S в <1;
N ип >
N ит +
N ик Трещиновато-пористо-кавернозная S в <1;
N ит >
N ип
+ N ик Примечание: S в
-
содержание капиллярно-связанной воды; m к,
m т,
m п
- коэффициенты соответственно кавернозности, трещиноватости и пористости; N ип,
N ик,
N ит -
извлекаемые запасы нефти соответственно в порах, кавернах и трещинах. Особенность этой классификации
состоит в том, что она применима к коллекторам любого происхождения: к
изверженным, осадочным и метаморфическим. Как видно из табл. 1, к трещиноватым
относятся породы, у которых кавернозность равна нулю, а поры заполнены водой
или отсутствуют. Иными словами, к трещиноватым относятся породы, в
которых нефть и газ содержатся только в трещинах: граниты (например, на
нефтяных месторождениях Холл-Гарни и Горхэм в США, на месторождении Ла-Паз в
Западной Венесуэле),кварциты (в них отмечены скопления нефти, в частности на
месторождениях Крафт-Пруса, Рингдольд и Гейнз в США), метаморфические сланцы (к
ним приурочены запасы нефти на многих месторождениях Калифорнии в США) и,
наконец, карбонатные отложения в осадочном комплексе (верхнемеловые отложения
многих нефтяных месторождений Северного Кавказа, сакмаро-артинские известняки,
пермские отложения Приуралья). К чисто кавернозным относятся
породы, у которых трещиноватость равна нулю, а пористая часть матрицы полностью
насыщена водой, т. е. в которых нефть или газ содержатся только в кавернах.
Коллектора этого типа, до-видимому, ограничены в основном карбонатными
породами, особенно с широко развитым карстом. По данным В. А. Бер-Вибе, к таким
коллекторам относятся, например, миссисипские известняки в Канзасе, к которым
приурочены запасы нефти на месторождениях Уэлч и Борнхолдт (США). Эти
известняки отличаются сильной окремнелостью и высокой кавернозностью, которая
образовалась в результате выщелачивания солей кальция. К коллекторам
каверново-трещинного и к трещинно-кавернового типов относятся породы, в которых
нефть и газ содержатся в трещинах и кавернах, а поры матрицы заполнены
капиллярно-связанной водой. Коллекторы этих двух типов отличаются между собой
тем, что в первом из них наибольшая часть извлекаемых запасов нефти содержится
в кавернах, а во втором - в трещинах. К ним могут относиться, по-видимому,
многие карбонатные породы органогенного происхождения. Например, к
каверново-трещинного типа коллектору, по имеющимся данным, можно отнести
межсолевые и подсолевые семилукско-петинские отложения верхнего девона
Речицкого нефтяного месторождения БССР, а к трещинно-кавернового типа -
некоторые горизонты меловых отложений Северного Кавказа, а также осинский
горизонт нижнего кембрия на Осинской и Атовской площадях Иркутского амфитеатра.
К сожалению, кавернозность пород как возможная емкость для скоплений нефти и
газа до сего времени почти не изучалась.
Поэтому четкое разграничение некоторых коллекторов нефти и газа по их
кавернозности из-за отсутствия необходимых данных представляет известные
трудности. Далее из табл. 1 следует, что к
пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и
трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть
объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых,
как и чисто трещиноватых коллекторов в природе, строго говоря, не существует.
Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных, как
уже отмечалось, еще и кавернозность. Поэтому в рассматриваемой классификации
деление коллекторов на типы основано на преобладании тех или иных признаков.
Согласно этому к пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость
пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка
больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них
запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде
всего среди терригенных отложений. К трещинно-поровому и
порово-трещинному типам коллекторов относятся породы, у которых извлекаемые
запасы нефти или газа в порах и в трещинах соизмеримы. В первом из них
извлекаемые запасы преобладают в трещинах, а во втором - в порах, хотя в обоих
случаях емкость пор существенно больше емкости трещин. Характерная особенность
этих коллекторов состоит в том, что если бы в них отсутствовали трещины, то
приуроченные к ним нефтяные или газовые залежи не имели бы промышленного
значения. Наиболее распространенный из
них порово-трещинный тип коллекторов; к нему относятся, например, значительная
часть ме-нилитовой толщи терригенных отложений на нефтяных месторождениях
Долина, Рыпне и Битково в Западной Украине, карбонатные отложения цехштейн
верхней перми на месторождении Райнкенхаген в ГДР и др. Примером
трещинно-порового типа коллектора могут служить те же карбонатные отложения цехштейн
верхней перми па нефтяном месторождении Деберн (ГДР). К порово-каверново-трещинному,
каверново-порово-трещинному и трещинно-порово-каверновому типам коллекторов
относятся породы, в которых извлекаемые запасы либо равноценны во всех видах
пустот, либо превалируют в одном случае в порах, а в другом - в кавернах, в
третьем - в трещинах. Этот тип коллектора может быть распространен только на
карбонатные породы с развитой емкостью пустот первичного и вторичного
происхождения. В порово-каверновом и
каверново-поровом типах коллекторов нефть и газ содержатся как в порах, так и в
кавернах. В одном случае их больше в порах, в другом - в кавернах. Из изложенного видно, что
рекомендуемая классификация коллекторов не вытекает из
литолого-петрографических и петрофизических свойств пород. В ее основе
находится конечное геологическое состояние пород, обусловленное их
происхождением и последующими изменениями, которыми определяются также и
литолого-петрографические и петрофизические свойства пород. Из этого, однако, не следует,
что конечное состояние коллекторов нефти и газа должно зависеть в такой же мере
от литолого-петрографических и петрофизических свойств пород.
Литолого-петрофические и петрофизические свойства пород отображают только
некоторую, далеко не полную, часть конечного состояния коллекторов. Поэтому
классификация коллекторов, основанная на литолого-петрографической или
петрофизической характеристике пород, не может дать наиболее полной
характеристики их свойств и быть в этом смысле полноценной. Руководствуясь в
основном теми же соображениями, А. И. Кринари пришел к правильному выводу, что
многие классификации коллекторов, основанные на литолого-петрографических и
петрофизических признаках, неудачны. Само существование большого
числа классификаций коллекторов свидетельствует о неблагополучном состоянии
этого вопроса. Например, П. Д. Джонс и В. А. Вер-Вибе рекомендуют
классифицировать терригенные породы по гранулометрическому составу. При этом
породы с размером частиц 1-0,5 мм П. Д. Джонс относит к грубозернистым, а В. А.
Вер-Вибе к грубозернистым относит породы с размером частиц 2-2,5 мм;
мелкозернистыми П. Д. Джонс называет породы с размером частиц 0,25-0,125, а В.
А. Вер-Вибе - 0,25-0,06 мм и т. д. Г. И. Теодоровичем предложена
классификация пористых карбонатных коллекторов по размеру поровых каналов и их
проницаемости. Примерно на том же принципе построены классификации терригенных
коллекторов Ф. А. Требина и А. А. Ханина. Аналогичное положение
существует в отношении трещиноватых коллекторов. А. С. Храмушев разделяет
трещиноватость на региональную и локальную, которые дополнительно подразделяет
на секущую, пластовую и поверхностную. А. Е. Михайловым предложена генетическая
классификация, согласно которой трещины делятся на тектонические и
нетектонические. Нетектонические им подразделяются в свою очередь на первичные,
искусственные, оползневые, на образованные в результате выветривания и
расширения пород, а тектонические - на кливажные и трещины разрыва. Е. М. Изложенный здесь перечень
классификации коллекторов, конечно, не исчерпывает всех рекомендаций в этой
области. Он служит лишь некоторой иллюстрацией изложенных выше соображений. К
тому же главное здесь - не многочисленность классификаций, а основа, на которой
они создавались, и вытекающие из них практические выводы. В этом смысле обращает на себя
внимание классификация А. А. Ханина, которая рекомендуется им как для песчаных,
так и для карбонатных коллекторов. Согласно этой классификации коллекторы нефти
и газа с пористостью меньше 5-12% и проницаемостью меньше 10 мД практически не
продуктивны и могут представлять промышленный интерес лишь при достаточной их
мощности. Если следовать этому утверждению, то в ряде случаев и при достаточной
мощности пласта легко прийти к выводу о промышленной непродуктивности
коллектора, например, при проницаемости его меньше 1 мД. Однако в действительности
это далеко не так. Известняки асмари в Иране имеют проницаемость 0,5 мД, а
средний дебит скважин, эксплуатирующих эти известняки, составляет несколько
тысяч тонн нефти в сутки при очень малых депрессиях. Карбонатные отложения
цехштейн верхней перми в Центральной и Западной Европе имеют мощность 15-20 м и
проницаемость, как правило, меньше 1 мД. Несмотря на это, на нескольких
десятках месторождений из них ведется промышленная добыча нефти. Менилитовая толща терригенных
отложений палеогена в Западной Украине имеет пористость меньше 12%, а
проницаемость в основном меньше 1 мД. Тем не менее из нее ведется промышленная
добыча нефти на ряде месторождений в течение многих десятилетий. Надо заметить,
что многие авторы классификаций, по-видимому, предвидя возможность подобного
рода ошибочных выводов, избегали в своих работах далеко идущие рекомендации.
Более того, в одной из самых ранних работ в этой области, которой пользовался в
своей классификации А. А. Ханин, Г. И. Теодорович справедливо указывал, что
если в коллекторе имеются трещины, результаты определения проницаемости пласта
по керну могут привести к неправильным выводам о его продуктивности. Речь в
данном случае, разумеется, идет не об отрицании важности
литолого-петрографической и петрофизической характеристики пород, а о
невозможности использования многих классификаций, основанных на этой
характеристике, для оценки промышленных запасов нефти и газа вследствие
произвольного деления коллекторов на типы и ошибочности вытекающих из этого
практических выводов. Это обстоятельство и побуждает подойти к классификации
коллекторов с иных позиций. Фильтрационные и емкостные
свойства пород-коллекторов нефтяного и газового пласта независимо от типа
коллектора характеризуются рядом основных показателей: 1) пористостью; 2) проницаемостью; ) удельной поверхностью; ) гранулометрическим
составом; ) механическими
свойствами; ) насыщенностью пород
нефтью, водой и газом. Перечисленные свойства
находятся в тесной зависимости с размерами и формой зерен гранулярных коллекторов,
определяющих основные запасы нефти в месторождениях Западной Сибири. По
размерам различают структуры обломочных пород: псефитовую (обломки размером
более 2 мм), псаммитовую (0,1-0,2 мм), алевритовую (0,01-0,1 мм) и пелитовую
(мене 0,01 мм). Сцементированные разности этих пород (песчаники, алевролиты)
характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами в зависимости от
состава и количества цемента. В качестве цементирующего материала известны
глинистые вещества, карбонаты и другие компоненты.
Минералогический
состав пород-коллекторов
Опыт разработки месторождений
показал, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и
песчаникам, 39% - к карбонатам, около 1% - к метаморфическим и изверженным
породам. Метаморфические и изверженны
породы, образовавшиеся при высоких температуре и давлении, не могут служить
коллекторами для углеводородов. Нахождение в них нефти и газа вызвано миграцией
последних в выветрелую часть этих пород, в которых в результате выщелачивания
или выветривания, а так же под действием тектонических сил могли образовываться
вторичные пористость и трещиноватость. Например, на Шаимском
месторождении Западно-Сибирской низменности нефть обнаружена в выветрелой части
фундамента, сложенного гранитами. В месторождении Литтон Спрингс (Техас) нефть
получают из пористого и трещиноватого серпентина. В месторождении Панхендл
(Техас) нефть содержится в размытом граните, базальтном конгломерате; в
месторождениях Колорадо (Флоренс, Тоу-Крик, Ренджели и др.), Калифорнии (Санта-Мария,
Буена-Виста-Хилс) - в трещиноватых глинистых сланцах. В Западном Техасе, в
известном месторождении Спраберри, газ получен из трещиноватых аргиллитов,
сланцев и алевролитов. Изверженные породы основного состава образуют часть
подземного нефтяного резервуара в месторождении Фэрбро (Мексика). В некоторых
нефтяных месторождениях Канзаса и Оклахомы нефть добывается из пористой
окремнелой брекчии. МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ
ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД. Основные черты строения
коллекторов нефти и газа зависят от происхождения, но происхождение в данном
случае - лишь начало, которым обусловливаются многие свойства пород. В
формировании коллекторов наряду с происхождением большое значение имеют
вторичные процессы, а для терригенных пород, кроме того, их минералогический
состав. Образование терригенных осадков схематически представляет собой процесс
разрушения земной коры и концентрирование возникших в результате этого
обломочных материалов. При этом в обломочные материалы могут входить обломки
самой породы, частицы исходных минералов, а также продукты, прошедшие не только
механическое дробление, но и химическую перестройку. В процессе такой
дезинтеграции первоначальный минералогический состав материнской породы
нарушается, и вновь образованные осадочные породы имеют иной состав. Как известно, литосфера состоит
преимущественно из алюминосиликатов, основные ее минералы полевые шпаты и
кварц. Вследствие различной сопротивляемости их выветриванию полевые шпаты дают
начало пелитам, состоящим в основном из глинистых минералов, а кварц -
псаммитам. В соответствии с этим грубообломочные материалы образуют, например,
отложения галечника, гравия и конгломератов, кварц в основном образует
зернистые породы в виде песчаников, алевритов и алевролитов, а полевые шпаты
после соответствующего химического изменения образуют глины, аргиллиты и т. п.
Чаще всего последние в осадках встречаются вместе. Так, средний
минералогический состав песчаников по Кларку следующий (в %): Кварц
………………………………………………….….66,8 Полевые
шпаты……………………………………………11,5 Глинистые
минералы……………………………………….6,6 Лимонит……………………………………………………..1,8 Карбонаты…………………………………………………..11,8 Другие
минералы…………………………………………....2,2 Если исходными породами были,
например, граниты и кварциты, то при соответствующих условиях выветривания и
переноса содержание кварца в песках может достигать 95-99%. Петрографический анализ
осадочных пород показывает, что в общей сложности в них встречается более 111
минералов. Однако большинство этих минералов либо отсутствует, либо составляет
ничтожную величину. Доминируют из них, как упоминалось, кварц и полевые шпаты,
долевое участие которых в осадконакоплении обуславливает коллекторские свойства
терригенных пород. Если в осадконакоплении в
основном принимали участие полевые шпаты и продукты их химического преобразования,
то, согласно изложенному выше, образованная ими порода может иметь глинистую
основу и по этой причине оказаться плохим коллектором или вообще им не быть. И,
наоборот, при участии в осадконакоплении в основном кварца, образованная им
порода имеет песчаную основу и, как правило, обладает хорошими коллекторскими
свойствами. Таким образом, минералогический состав пород влияет на их
коллекторские свойства через гранулометрический состав, который при прочих
равных условиях определяется неодинаковой прочностью минералов. МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ
КАРБОНАТНЫХ ПОРОД. Карбонатные породы представляют
собой осадочные образования, сложенные на 50% и более карбонатными минералами.
В число последних входят кальцит (и арагонит) - CaCO 3 ,
доломит - CaMg(CO 3) 2 ,
а также значительно более редко встречаемые магнезит - MgCO 3 ,
анкерит - Fe, Ca(CO 3) 2 ,
сидерит - FeCO 3 ,
стронцианит - SrCO 3
и др. Из этих карбонатных минералов
широко распространены в природе только кальцит и доломит, остальные встречаются
в виде рассеянных выделений, отдельных линз, гнёзд, редко образуя более или
менее значительные сплошные скопления. В этих случаях они имеют важное
практическое значение как минеральное сырье, используемое во многих областях
народного хозяйства. Кальцит и доломит, являясь
основными породообразующими карбонатными минералами, слагают известняки,
доломиты и породы смешанного известково-доломитового состава. Эти породы
встречаются в отложениях различных тектонических структур (платформенных и
геосинклинальных) и самого различного возраста, от докембрия доныне. Доля их в
общей массе осадочных образований земной коры оценивается по-разному. По всей
вероятности около 20% являются наиболее реальными.
Условия
залегания пород-коллекторов
в
ловушках нефти и газа
Породы-коллекторы, содержащие
нефть и газ, в большинстве разрезов нефтегазоносных областей не образуют
непрерывной пачки и чередуются с пластами других пород, не содержащих их.
Такого рода комплексы называют нефтегазоносными свитами. Породы-коллекторы являются
частью нефтегазоносной свиты, выраженной в определенной литофации. А. В.
Ульянов (1960) выделяет 15 самостоятельных литологических, или фациальных,
групп (литофаций). Наиболее распространены известняки и доломиты, глины
(сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков, песчаники и пески. Реже
всего нефтегазоносные свиты представлены в литофациях: песчаники с прослоями
конгломератов; глины (сланцы) с прослоями и линзами известняков. В фациальных
группах среди нефтеносных свит наиболее широко развиты нормальные морские
осадочные отложения, угленосная фация и пестроцветные породы. Меньше
распространены отложения флишевой фации. М. Ф. Мирчинк (1955) различает
в сложном процессе формирования залежей и месторождений нефти и газа два
основных условия: первое - общие процессы, вызывающие движение нефти и газа по
пористым пластам-коллекторам, и второе - условия, приводящие к скоплению этих
флюидов в одном месте. Флюиды перемещаются из областей
нефтегазообразования в зоны, благоприятные для нефтегазонакопления. Нефть и газ
скапливаются в породах-коллекторах в условиях, ограничивающих дальнейшее
движение флюидов. К причинам, ограничивающим движение флюидов, М. Ф. Мирчинк
(1955) и Н. Ю. Успенская (1955) относят: структурный, литологический и
стратиграфический факторы, исходя из генетического принципа формирования
залежей. По преобладающему значению одного из этих факторов в формировании
залежей М. Ф. Мирчинк и Н. Ю. Успенская предлагают залежи нефти и газа
подразделить на три главных типа: 1) структурные, 2) стратиграфические и 3)
литологические. В свою очередь они подразделяются на ряд подтипов, или групп,
которые делятся также на отдельные виды. По мнению А.В. Ульянова (1954),
основным фактором, определяющим скопление в недрах промышленных количеств нефти
и газа, являются фациальные особенности осадков и тектонические (структурные)
условия залегания проницаемых пластов. Для образования промышленных скоплений
нефти и газа вполне достаточно даже весьма незначительного наклона пластов
измеряемого долями градуса. Вследствие этого в платформенных условиях роль
фациального фактора выявляется с особой полнотой. Первым, кто обратил внимание
на это обстоятельство, был акад. И. М. Губкин (1913 г.), установивший
характерные особенности рукавообразной формы залежи нефти Майкопского нефтяного
месторождения. Скопления нефти и газа в
ловушках образуют природные резервуары. Пластовый резервуар представляет собой
пласт-коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо
проницаемыми породами. По соотношению коллектора с
ограничивающими его плохо проницаемыми породами И.О. Брод (1951) предлагает
выделять три основных типа природных резервуаров: I
- пластовые резервуары; II
- массивные резервуары; III
- резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон. Массивный природный резервуар -
это мощная толща проницаемых пород, перекрытая практически непроницаемыми
породами, ограниченная с боков плохо проницаемыми породами. Коллекторы,
слагающие массивные резервуары, могут быть литологически однородными или
литологически неоднородными. К литологически неоднородным коллекторам
массивного природного резервуара относят, например Шебелинское газовое
месторождение. К резервуарам неправильной
формы, литологически ограниченным со всех сторон, относят ловушки-резервуары
всех видов, насыщенные газообразными и жидкими углеводородами, окруженные со
всех сторон практически непроницаемыми породами. Залежью нефти и газа, по
Н.А.Еременко (1961), называется всякое элементарное, или единичное, их
скопление в пластах-коллекторах. Под месторождением нефти и газа, по И. О.
Броду (1951), следует понимать совокупность залежей этих продуктов в недрах
одной и той же площади, образование которых контролируется единым структурным
элементом. Количество залежей в месторождении, как и литология коллекторских толщ,
могут быть самыми различными. Формы залегания коллекторских
толщ тесно связаны с формами залежей нефти и газа и в то же время имеют свои
особенности. Залежи формируются в процессе
миграции жидких и газообразных углеводородов через пористые среды. Любые
перемещения нефти, газа и воды в земной коре называют миграцией. Основным
фактором, способствующим миграции, являются тектонические силы,
предопределяющие наклоны пластов, и в отдельных случаях нарушение сплошности
залегания пластов. Наравне с латеральной миграцией пластовых флюидов при
определенных условиях (зоны нарушений, трещины; "литологические
окна") может происходить и вертикальная миграция. Под действием силы всплывания
нефть и газ мигрируют вверх по резервуару. Двигаясь по пористому пласту вдоль наклонной
кровли резервуара, сложенной плохо проницаемыми (практически непроницаемыми)
породами, встречая на своем пути препятствие (экран), они образуют скопления,
или залежи (Савченко, 1953; Gussow,
1955; Козлов, 1959). Генетически форма залежи обусловливается образованием
ловушки, являющейся частью природного резервуара. А. И. Леворсен (1958)
предлагает все ловушки подразделять на три основных типа: 1) структурные; 2)
стратиграфические; 3) комбинированные структурные и стратиграфические. Структурные ловушки
подразделяются в соответствии с характером деформации слоев, изменением угла
падения, сбросами и сочетанием складок и сбросов. Различают деформации сжатия,
образующие симметричную, асимметричную и опрокинутую антиклинали, равноосный
купол, синклиналь; деформацию, обусловленную различной степенью уплотнения
слоев вокруг погребенных выступов; деформацию, обусловленную возрождением
(поднятием) погребенной структуры и др. Стратиграфические ловушки
формируются не только в процессе осадкообразования, но являются во многих
случаях также следствием процессов диагенеза и несут следы воздействия
тектонических сил, обусловливающих наклон пластов. Поэтому многие исследователи
считают наименование "стратиграфические ловушки" неудачным. Однако
большинство под стратиграфической ловушкой понимает такую, в которой более
поздняя структурная деформация (тектонические эффекты) играла подчиненную роль
в процессах миграции, аккумуляции (накопления) и сохранения нефти и газа в
залежи (Пирсон, 1961). К категории таких ловушек относят цитологические и
стратиграфические, образовавшиеся в результате процессов осадкообразования в
прибрежной зоне и развития береговой линии. Иногда трудно отличить лито-
логическую залежь от стратиграфической. К литологическим относят залежи,
приуроченные к участкам и зонам выклинивания пласта-коллектора; залежи,
образовавшиеся в связи с замещением проницаемых пород непроницаемыми; залежи,
приуроченные к линзовидно залегающим породам-коллекторам, рукавообразные
(шнурковые). Примерами последних являются ловушки
линзообразной формы, состоящие из скоплений песка или песчаника, образовавшиеся
в условиях регрессивной древней береговой суши, погружающейся в воду
(прибрежный бар, вытянутые барьеры, береговой вал, песчаный риф), например,
Канзасская шнурковая залежь в Гринвальде; залежи Олимпии и шнурковые залежи Ред
Форк в Оклахоме; Мьюзик Маунтен в Пенсильвании; залежи 2-го и 3-го песчаников
Венанго в Пенсильвании и др. Шнурковые газовые залежи Мичигана, Ред Форк в
Оклахоме связаны с отложениями песка над прибрежными поднятиями, мелью или
банками. Залежь Барбенк в Оклахоме
приурочена к остроконечным барам и мысам с дюнными холмами и гребнями. Песчаные
породы-коллекторы сложены хорошо сортированным обломочным материалом. Подобные
породы-коллекторы содержат залежи нефти в Майкопском нефтяном районе Северного
Кавказа (Хельквист, 1954). Линзообразные формы песка и
песчаника (литологические ловушки) с четко выраженной косой слоистостью,
чередованием песков и глин, образовавшиеся в условиях колеблющейся береговой
линии морского бассейна (дельта), характерны для песчаных коллекторов
месторождений Бредфорд и Гранд Валлей в Пенсильвании. В условиях колеблющейся
береговой линии наблюдается также клинообразное залегание терригенных и
хемогенных осадков. Например, к пористому доломиту и гипсу, переслаивающимися с
глинистыми сланцами, приурочено газовое месторождение Хьюготон в Канзасе и
Оклахоме. При устойчивой древней
береговой линии моря коллекторами могут быть коралловые рифы. С ними связаны
месторождения Канчуринское, Мусинское и другие в Ишимбайском Приуралье, а также
Кэпитэн Риф в Техасе, Нью-Мексико. В формировании
стратиграфических залежей преобладающая роль принадлежит стратиграфическим
несогласиям. Сюда относят залежи, связанные с пластами-коллекторами, срезанными
эрозией и прикрытыми несогласно налегающими плохо проницаемыми породами;
залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к
погребенным структурам и эродированной поверхности погребенных останков
палеорельефа и выступов кристаллических пород. К типу комбинированных
структурных и стратиграфических ловушек относят пласты-коллекторы, структурные
признаки которых эквивалентны признакам, характерным как для стратиграфических,
так и для литологических ловушек в отношении характера аккумуляции, миграции и
условий сохранения нефти и газа. Комбинированные структурные и
стратиграфические ловушки в общих чертах подразделяются С. Д. Пирсоном (1961)
на два основных подтипа в зависимости от действовавшего процесса перерыва,
который мог быть эрозионным или деформационным. Под термином
"деформационный перерыв" понимается такой процесс, во время действия
которого пластическая деформация с растяжением и механическим сдавливанием
пластов коллектора играют важную роль в запечатывании ловушки. Комбинированные структурные и
стратиграфические ловушки, связанные с эрозионным перерывом, обычно
характеризуются угловым несогласием в залегании слоев, возникшим в результате
срезания антиклинальных крыльев структур. На рис. 1 дан типовой разрез залежи
Оклахома-Сити; породы-коллекторы, вмещающие залежи, характеризуются первичной
пористостью.
Рис. 1. Типовой разрез залежи
Оклахома-Сити (по Пирсону).
На рис. 2 приведен разрез
залежи с коллектором - известняком с вторичной пористостью, возникшей
вследствие выщелачивания карбонатной породы.
Рис. 2. Коллектор-известняк с вторичной
пористостью. порода коллектор нефть газ К подобному типу относят
большинство залежей, приуроченных к кремнистым известнякам (Канзас), линзу
Арбакл, залежь Западный Эдмонд в Оклахоме, залежи Восточно-Техасского
месторождения и песок Вудбайн с коллеутором, - несогласно залегающими песками,
образовавшимися в результате выщелачивания известкового цемента, известковистых
песчаников. Сюда же относят структурную зону Буа д"Арк с коллектором - пористым
доломитом, образовавшимся вследствие замещения кристаллического известняка
доломитом; кроме пористости гранулярного типа доломиты пронизаны трещинами и
кавернами растворения. Комбинированные структурные и
стратиграфические ловушки, связанные с эрозионным перерывом, могут возникнуть
также в результате эрозионного стратиграфического несогласия. Так, залежи
Луизиана и ЭТС в Техасе связаны со слабыми изгибами слоев поверхности
несогласия; коллектором служат пористые выщелоченные известняки и доломиты.
Примером ловушек в выветрелых породах древней: поверхности суши являются многие
залежи газа в Тюменской области Западно-Сибирской низменности (Шаимское,
Ленинское, Березовское и др.). Подобные залежи известны в США, например, залежь
Вери в Канзасе и конгломерат Суй (рис. 3); порода-коллектор не имеет чёткого
стратиграфического положения и главным образом связана с террасовидной формой
палеорельефа.
Рис. 3. Коллектор - выветрелая
порода, слагающая древнюю поверхность суши (залежь Вери в Канзасе).
Среди комбинированных
структурных и стратиграфических ловушек выделяются ловушки, образование которых
связано с деформационным (структурным) перерывом. Примерами ловушек,
образовавшихся при выклинивании пластов путем их сдавливания, служит
большинство соляных куполов с наиболее сильно выраженным ядром протыкания и
расположением пластов-коллекторов по периферии того или иного соляного штока
(рис. 4). Подобные залежи известны в Урало-Эмбенской области, на побережье Галф
Коста в Техасе и Луизиане и в других пунктах.
Рис. 4. Залегание
пластов-коллекторов по периферии соляного штока.
Породы-коллекторы
западной Сибири
Западно-Сибирская
нефтегазоносная область по геологическому строению является молодой платформой.
Платформенный чехол состоит из осадочных образований мезозоя и кайнозоя.
Мощность осадочного чехла в краевых частях платформы 100 - 1500 м, к центру
увеличивается до 3000-4000 м (Дмитриев, Ровнин, Эверье, 1962). Мезозойские
отложения залегают на древнем сильно дислоцированном палеозойском фундаменте,
представленном комплексом изверженных, осадочных и метаморфических пород -
гранитами, гранито-гнейсами, порфиритами, диабазами, глинистыми сланцами. В
западной и центральных частях Западно-Сибирской низменности выделяются крупные
региональные структуры - своды и впадины (Гурари, Ростовцев и др., 1963);
сводовые поднятия - Северо-Сосьвинское, Коидинское, Тазовское, Обское,
Нижневартовское, Александровское, Нижневахское и др. - имеют протяженность
300-400 км и амплитуду 700-800 м. Сводовые поднятия разделяются сопредельными
впадинами - Надымской, Ханты-Мансийской, Верхнекондинской, Юганской, Пуровской
и др. Амплитуды погружения по поверхности фундамента достигают во впадинах 1300
- 1500 м. Локальные поднятия в основном представляют собой складки с очень
пологими углами падения на крыльях, измеряемыми минутами и единицами градусов. Промышленная нефтегазоносность
связана с прибрежно-континентальными отложениями, составляющими нижнюю часть
платформенного чехла Западно-Сибирской платформы. По данным Т. И. Гуровой и В. П.
Казаринова (1962), Л. П. Колгиной, А. Г. Орьева, Е. С. Рабиханукаевой и О. Л.
Черникова (1961), на протяжении юрского и неокомского времени на территории
Западно-Сибирской низменности неоднократно существовали условия, способствующие
накоплению мощных толщ песчаных и алевритовых пород, более или менее
отсортированных, однородных, характеризующихся хорошими коллекторскими
свойствами. Накопление этих отложений происходило в аллювиальных условиях и в
прибрежной части крупных озерных и лагунных бассейнов в нижне- и среднеюрское и
готерив-барремское время; среди прибрежно-морских фаций в
байос-нижнекелловейское и верхнеюрское время и в мелководной морской обстановке
в валанжине. Формирование песчаных толщ происходило главным образом в зонах,
расположенных вблизи от областей сноса, где отлагался более крупнозернистый
материал. Среди песчано-алевритовых пород
юры и неокома наиболее полно процессы перекристаллизации, растворения,
замещения, деформации, уплотнения и вторичного минералообразования проявляются
в отложениях нижнее-среднеюрского - нижнекелловейского возраста. Эти процессы
проявились в ухудшении коллекторских свойств пород. Наиболее мощные пласты песчаных
и алевритовых пород с высокой емкостью и проницаемостью характерны для
отложений верхнего валанжина и готерив-баррема. Коллекторы кварцевого и
существенно кварцевого состава приурочены к Зауральской части Западно-Сибирской
низменности, что связано с наличием мощной коры выветривания в период,
предшествовавший накоплению осадков мезозоя. На востоке низменности
породы-коллекторы кварцевого состава отмечаются лишь в отложениях нижней и
средней юры. В юго-восточной и восточной
частях низменности породы-коллекторы обогащены полевым шпатом (аркозовые и
кварцево-полевошпатовые песчаники и алевролиты), что связано с составом пород
областей сноса (Колгина, Орьев, Рабиханукаева, Черников, 1961). Зона регионального выклинивания
юрских отложений шириной до 200 км прослеживается вдоль Северо-Сосьвинского и
Кондинского сводов и Туринского выступа и является, по мнению многих
исследователей, зоной регионального газонефтенакопления в верхнеюрской
песчано-глинистой толще. К ней приурочены Березово-Игримская группа газовых
месторождений и Шаимское нефтяное месторождение. В пределах Западно-Сибирской
низменности нефтяные месторождения открыты в трех районах: Шаимском,
Красноленинском и Сургутском. В первых двух районах это однопластовые залежи,
сформировавшиеся в базальном слое в период верхнеюрской трансгрессии. Залежи
располагаются на породах фундамента и нижней - средней юры. Свободные дебиты
нефти в Шаимском районе достигают в ряде скважин 350 т/сутки; на Каменном
месторождении нефти с глубины 2416-2423 м. получен свободный дебит нефти около
1000 т/сутки. В Сургутском районе развиты многопластовые сводовые залежи,
приуроченные к отложениям неокома. Так, на Усть-Балыкской структуре притоки
нефти получены из 8 пластов в отложениях неокома, а также из юрских пород, На
Мегионской структуре разведочными работами установлена нефтеносность двух
песчаных пластов в нижнемеловых отложениях. Песчаный пласт, залегающий в отложениях
верхнего валанжина, вскрытый скв. 1, дал приток нефти дебитом 226 м 3 /сутки
через 20-мм штуцер. Пласт сложен
песчаниками с пористостью 20-23% и проницаемостью 280 мд (средние данные). Из
этого же пласта на Соснинской структуре получена нефть с дебитом до 450
т/сутки. На Локосовской структуре из пласта, залегающего в нижнемеловых
отложениях (с глубины 2171-2180 м), получен фонтан нефти со свободным дебитом
около 350 т/сутки; на Медведевской структуре - нефть из юрских песчаников со
свободным дебитом 350 т/сутки. Залежи газа в Березовском
газоносном районе приурочены к базальтному песчаному горизонту, залегающему на
выступах палеозойского фундамента. Песчаники на сводах структур часто
отсутствуют и появляются на их крыльях, окаймляя так называемые "лысые"
своды (Дмитриев, Ровнин, Эрвье, 1962; Ансимов, Васильев, Ровнин др., 1962).
Покрышкой газовых залежей служит толща аргиллитов валанжина мощностью 70-100 м.
Промышленные газоносные горизонты залегают на глубине 1200-1780 м, пластовые
давления соответственно составляют 127-184 ат; дебиты газа изменяются от 500 до
5000 тыс. м 3 /сутт. Месторождения района приурочены к юго-восточному
склону Северо-Сосьвинского регионального поднятия, к области выклинивания
юрских и валанжинских отложений. Коллекторами являются базальтные
прибрежно-морские песчаники во-гулкинской толщи, возраст которой в разных
участках района изменяется от келловейского до верхневолжского и, возможно, до
валанжинского и готеривского (Нестеров, 1962). В другой группе месторождений -
Мегионском и Усть-Балыкском - нефтяные залежи приурочены к более молодым
нижнемеловым отложениям. Месторождения в отличие от Приуральских
многопластовые, сводового типа. Шаимское месторождение нефти приурочено к зоне
выклинивания юрских песчаников, образующих ряд брахиантиклинальных структур
(Мулымьинскую и др.), и к трещиноватым зонам выступов фундамента. Притоки нефти
из пород фундамента составляют 0,2-2,5 т/сутки. По данным Л. В. Ровниной
(1962), возраст продуктивного горизонта в Березовском районе изменяется от средней
юры - келловея до валанжина, в Шаимском районе возраст верхнеюрский (кимеридж).
Нижняя часть продуктивной толщи сложена ракушечниками. Иногда между нижней и
верхней пачками залегают прослои глин и алевролитов. Продуктивный горизонт
называют "березовским горизонтом". Он формировался на эродированной
поверхности кристаллического фундамента в основном в прибрежно-морских условиях
(Маркевич, Козлова, 1962). На Шаимском и Мартымыльинском
месторождениях нефти породами-коллекторами являются базальный верхнеюрский
песчаник мощностью от 0 до 15-20 м, а на "лысых сводах" - изверженные
и метаморфические породы фундамента. В восточной части
Нижневартовского сводового регионального поднятия на Соснинском месторождении
нефти продуктивным горизонтом является тюменская свита. Испытание скв. 1 на
глубине 2128-2140 м выявило приток нефти, равный 350 т/сутки через 12-мм
штуцер. В 1962 г. на территории Томской
области из скв. 3 Усть-Сильгинской структуры, расположенной в северо-западной
части Сенькино-Сильгинского вала, получен фонтан газа 100 тыс. м 3 /сутки
и конденсата более 14 тыс. м 3 /сутки при статическом давлении на
устье 178 am и пластовом
248 am. Усть-Сильгинское поднятие
приурочено к локальному выступу доюрского фундамента (Левченко, 1962). На
размытой поверхности фундамента несогласно залегает тюменская свита нижней и
средней юры, представленная часто переслаивающимися плотными полимиктовыми
песчаниками, алевролитами глинистыми плотными, иногда углистыми аргиллитами; в
нижней части свиты имеются пласты угля, мощностью до 20 м. Мощность свиты
137-236 м. Марьяновская свита (верхняя юра и валанжин) сложена аргиллитами с
редкими тонкими прослоями песчаников и алевролитов. В подошве свиты песчаники,
алевролиты и аргиллиты часто переслаиваются. Мощность свиты 104-118 м. Продуктивные горизонты,
содержащие газ и конденсат, приурочены к средней и верхней частям тюменской
свиты и к подошве марьяновской свиты. Открытая пористость песчаников колеблется
от 13 до 22 %; проницаемость не превышает 83 мд (Левченко, 1962). В северо-западной, восточной и
юго-восточной частях низменности в отложениях нижней - средней юры - нижнего
келловея развиты песчаные породы, в ряде случаев с высокими коллекторскими
свойствами: открытая пористость около 26%, проницаемость 0,4-4,7 д. Ухудшение
коплекторских свойств пород нижней - средней юры наблюдается главным образом в
центральной части низменности и в районе широтного течения р. Оби. Оно связано
с проявлением процессов вторичного минералообразования и с обилием глинистого
материала в породах (Гурова, 1961). Значительное содержание глинистого цемента
в песчаных породах, носящее региональный характер, связывается с условиями
накопления коллекторских толщ главным образом континентального происхождения.
Т. И. Гурова отмечает особенно обильное содержание глинистого цемента в породах
Назинского и Сургутского районов (преобладание пойменных фаций). Коллекторы
более высоких классов приурочиваются к участкам, зоны обрамления
Западно-Сибирской низменности с повышенным содержанием в породах
среднезернистых песчаных частиц и пониженным количеством пелитовых частиц. Так,
в Березовском районе развиты породы-коллекторы I
и II классов; к западу
от Тобольска - III
и IV классов; к
юго-востоку от Тобольска - I-V
классов; в районе Омска - III
и IV классов; в
Сургутско-Барабинском районе - V
класса; в районе Колпашево - III
и IV классов и к западу
от него - III и более
высоких классов. В разрезе верхней юры наиболее
мощные пласты песчаных пород и органогенно-обломочных известняков, относимых к
коллекторам I и II
классов, вскрытых в Шаимском нефтеносном и Березовском газоносном районах
Приуральской части низменности, которая располагалась в прибрежной области
морского бассейна (Гурова, 1961; Гурова, Казаринов, 1962). В Березовском, районе, в зоне
развития структур Березовской, Деминской, Пунгинской, Чуэльской и др., породы
продуктивного газоносного горизонта представлены песчаниками
кварцево-поле-вошпатовыми и кварцевыми, средне-, разно- и мелкозернистыми,
слабоуплотненными. Открытая пористость пород 25-30%; проницаемость 1,4-2,4 д.
Песчаники кварцевого состава характеризуются более высокой проницаемостью, чем
кварцево-полевошпатовые и полимиктовые. С вогулкинской толщей связаны
все газовые месторождения Березовского района. Продуктивная вогулкинская толща
юры представляет собой прибрежную фацию абалакской или, в некоторых случаях,
тутлеймской свит и залегает на породах фундамента (граниты, гранито-гнейсы,
гранодиориты), коры выветривания или на осадках тюменской свиты. Состав толщи
соответственно песчанистый: песчаники мелкозернистые, средне-мелкозернистые,
разнозернистые, гравелитистые. Вогулкинская толща делится на
две пачки: нижнюю, песчано-гра-велитовую, и верхнюю, известково-песчанистую или
известково-ра-кушечниковую. Мощность толщи колеблется от 3-4 до 50-80 м и более
(по скв. 6-Р Чуэльской структуры 121 м; по скв. 23-Р Южно-Алясовской структуры
103 м). К сводам структур мощность уменьшается, а нередко полностью
выклинивается. Проницаемость продуктивного пласта, рассчитанная по данным
испытания скважин, составляет: на Березовской структуре 540-2000 мд, на
Деминской - 260-1120 мд, на Южно-Алясовской и Северо-Алясовской - 130- 4200 мд
и на Чуэльской - 110-880 мд (Ансимов, Васильев, Ровнин, 1962). Газонасыщенноеть пород
продуктивного пласта на площади Бе- резовских месторождений изменяется в
пределах 0,68-0,94. Коэф- фициент газонасыщенности на Березовском месторождении
по про- мыслово-геофизическим данным равен 0,72 и на Деминском - 0,92
(Микаэлян, 1961) В Березовском газоносном
районе, по данным Л. М. Зорькина (1963), для нижнего продуктивного горизонта
(вогулкинская толща) наблюдается возрастание минерализации к центральным частям
Западно-Сибирской низменности. На этом общем фоне выделяется полоса повышенных
минерализаций, протягивающаяся от Макаркинских структур через Березово-Устремскую
зону к Игриму. Этот факт находит объяснение в изменении коллекторских свойств
горизонта и соответственно - в гидродинамических условиях пласта. Так, к
северо-западу от Березовского района происходит улучшение коллекторских свойств
горизонта на общем фоне опесчанивания всего разреза мезозоя. Появление
относительно высокоминерализованной зоны (Макаркино - Игрим) связано с резким
ухудшением коллекторских свойств пород горизонта с одновременным сокращением
мощности вплоть до полного выклинивания живого сечения потока (наличие
"лысых" сводов фундамента, перекрытых глинами;перекрытие потока
газовыми залежами). Все это обусловило резкое ухудшение водообмена, о чем
свидетельствует так же, помимо общей минерализации, степень метаморфизма вод, концентрация
в водах брома и йода. В центральной части
Западно-Сибирской низменности в отложениях вогулкинской толщи в основном
преобладают песчано-алевритовые породы-коллекторы V
класса. В восточной части низменности развиты породы-коллекторы IV
и V классов. По данным С. И. Шишигина и В.
Л. Кокунова (1961), для тюменской свиты (отложения средней и верхней юры) в
районе Назино-Пудино-Колпашево характерны песчаники средней емкости с
пониженной проницаемостью. Второй продуктивный пласт (Н) в
Березовсом районе залегает на 75-140 м выше первого, в нижней части отложений
готерива - баррема и отделяется от нижнего пласта непроницаемой толщей глин и
аргиллитов. Пласт Н газоносен на Деминской и Алясовских структурах. На других
структурах он не выделяется (Игримская, Пархомская) или замещен глинистыми
отложениями (Чуэльская структура). Наибольшая мощность продуктивного пласта
зафиксирована на Алясовских структурах: на своде 26-28 м и на крыльях около 33
м. На Березовской и Деминской структурах пласт Н разделяется глинистыми прослоями
на четыре пласта - коллектора мощностью каждый 1,5 - 6 м. Породы-коллекторы
сложены алевролитами с пористостью 18 - 27 % и проницаемостью от 4 до 160 мд
(Ансимов, Васильев, Ровнин и др., 1962). По данным Т.И. Гуровой, общая мощность
песчаных прослоев в отложениях готерива - баррема составляет в районах
Парабели, Нарыма, Ларьяка и Напаса 60 - 70 м, в Александрово - 100м, в Пудино -
121 м. Породы- коллекторы I
класса отложений готерива-баррема развиты на большой площади, заключенной между
реками Енисеем и Обью и несколько к западу от нее. Породы-коллекторы II
и III классов приурочены
к широкой зоне обрамления низменности с запада и юга. Коллекторы IV
класса занимают зону справа от р. Иртыш (Татарск - Тара - Тобольск -
Ханты-Мансийск). Площадь распространения коллекторов низших классов более
ограничена, чем средних и высоких классов. В Тазовско-Охтеурьевской
газоносной зоне весьма перспективны на газ мезозойские отложения. На Тазовском
газовом месторождении фонтан газа с глубины 2644 м с дебитом примерно 2- 2,5
млн.м 3 / сутки получен при бурении опорной скважины, заложенной на
крупном антиклинальном поднятии длиной более 50 км. Продуктивными на газ
являются песчаники готерив-барремского возраста. На Охтеурьевском месторождении
(в северной части Александровского вала) с глубины 1809 м из песчаников баррема
получен фонтан газа со свободным дебитом примерно 1,5- 2 млн. м 3 /сутки
(Багирян, Васильев, Гришин, 1963).
Заключение
В настоящей работе кратко рассматривается лишь
ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа -
основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое
количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению
коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и
сложности самого объекта исследований. Следует признать, что до сих пор не разработана
систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между
структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда
удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с
определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза. Изложенные принципы типизации терригенных и
карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения -
это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных
резервуаров нефти и газа.
Список использованной
литературы
1) Ханин А.А.
Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. - Москва: "Недра",
1965. - 360 с. 2) Котяхов Ф.
И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - Москва: "Недра", 1977. -
287 с. ) Медведев
Ю. А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000
- 158 с. ) Киркинская
В. Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - Л.:
"Недра", 1981. - 255 с.
Главной составной частью природного резервуара является коллектор. Коллектор – это горная порода способная вмещать в себя флюид и отдавать, при существующих методах эксплуатации месторождений.
Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.
Выделяют следующие группы пород коллекторов по генезису:
Обломочные или терригенные,
Биогенные или органогенные и хемогенные,
Смешанные,
Нетрадиционные коллекторы.
Терригенные или обломочные коллекторы (межзерновые, гранулярные )- это породы, образовавшиеся в результате переноса и механического накопления продуктов дезинтеграции более древних пород. Поскольку обломочный материал чаще всего транспортируется с суши в результате процессов выветривания, их еще называют терригенными. Терригенные отложения состоят преимущественно из кварца, полевых шпатов, слюд, глинистых минералов и обломков пород.
По величине обломков различают породы:
Таблица 4.1
Основная масса обломочной породы состоит из частиц, значительно более мелких, чем средние по размеру зерна. Эти мелкие частицы заполняют пустоты между более крупными зернами. Какую-то часть пустот заполняет цемент, состоящий из глинистого или карбонатного вещества. Обломки обычносвязаны цементом. Цемент может быть сингенетическим – первичным и эпигенетическим – вторичным. Обломки обычносвязаны цементом.
Хемогенные породы-коллекторы - это осадочные образования, состоящие из минерального вещества, выпавшего на месте его формирования и не подвергшегося переносу. К ним относятся известняки, мергели, доломиты, мел, кремнистые сланцы. Пустотное пространство хемогенных коллекторов образовано трещинами и кавернами выщелачивания.
Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.
Нетрадиционные коллекторы , образовавшиеся при выходе газов из вулканической лавы (туфы). Газовое месторождение в туфах и лавах риолитов палеогена в Японии.
Коллекторы метаморфических и магматических пород образовавшиеся в результате выветривания, выщелачивания, тектонической дезинтеграции - вторичных изменений пород. Месторождение Белый Тигр во Вьетнаме - коллектор образовался в результате выщелачивания и дезинтеграции гранитогнейсов.
Характеристика коллекторов дается по их основным свойствам: пористости, проницаемости, структуре порового пространства. По технологическим характеристикам коллекторы должны обладать определенной емкостью и проницаемостью.
Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС ).
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.
Суммарный объем пустот в породе называется общей (теоретической, полной, абсолютной) пористостью.
Для характеристики общей пористости используется коэффициент общей пористости - отношение суммарного объёма взаимосвязанных и изолированных пор к общему объёму горной породы
К п = V пор / V обр
где, К п - коэффициент пористости,
V пор - суммарный объем пор,
Величина общей пористости еще недостаточное свидетельство коллекторских свойств породы. Поры и пустоты могут быть взаимосообщающимися и тупиковыми (изолированными).
Открытая пористость – это объем связанных, сообщающихся между собой пор. Коэффициент открытой пористости всегда меньше коэффициента общей пористости.
К о = V о / V обр
где, К о - коэффициент открытой пористости,
V пор - объем открытых, взаимосообщающиихся пор,
V обр – объем образца породы.
Эффективная пористость – это объем пор, из которых углеводороды могут быть извлечены при разработке, еще меньшая величина.
К э = V э / V обр
где, К э - коэффициент эффективной пористости,
V пор - объем пор, через которые возможно движение флюида
V обр – объем образца породы.
Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.
Тип цемента (по М.С. Швецову)
Таблица 4.2.
| Тип цемента | Взаимоотношение обломочных зерен и цемента |
| Базальный | Зерна не соприкасаются друг с другом, они как бы вкраплены в цемент. Цементация прочная |
| Поровый | Зерна соприкасаются друг с другом, все пространство между ними заполнено цементом. Прочность цементации различная |
| Порово-базальный | Часть зерен касается друг друга, часть не касается. Прочность цементации различная |
| Контактовый | Зерна соприкасаются друг с другом, и в местах их соприкосновения развит цемент. Цементация непрочная |
| Коррозионный (разъедания) | Цемент заполняет все пространство между зернами и частично внедряется в них вследствие растворения зерен. Очень прочная цементация. |
| Сгустковый (пятнистый) | Цемент развит неравномерно, пятнами. Прочность цементации различная |
Важнейшим показателем, характеризующим породу как коллектор, является размер пор: их ширина или просвет.
Пористость обусловлена наличием:
Пор – пространство между отдельными зернами, слагающими горную породу. В хорошо окатанных, близких к шарообразной форме зернах, пористость не зависит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. Неглубоко залегающие, недоуплотненные коллекторы сеноманского возраста Уренгойского месторождения имеют пористость до 40%.
При низкой отсортированности мелкие зерна заполняют свободное пространство между крупными, чем уменьшают пористость.
Рис. 4.5. Примеры идеальной упаковки зерен:
кубическая (К п = 45%); ромбическая (К п = 25%)
Каверн – сравнительно крупных пустотных пространств, образовавшихся в результате действия процессов выщелачивания.
Трещин – разрывов сплошности горных пород, обусловленных литогенетическими причинами или тектонической деятельностью. Например: с возрастанием горного давления, уплотнением пород пористость уменьшается, но не безгранично. При давлении 350 - 400 кг/см 3 песчаники начинают дробиться, появляются трещины, что приводит к возникновению вторичной пористости.
Литологическая трещиноватость (уплотнение, перекристаллизация, обезвоживание, выветривание) приспосабливается к структурно-текстурным особенностям пород. Трещины ветвятся, огибают отдельные зерна, в целом их расположение хаотично, поверхность стенок неровная.
Тектоническая трещиноватость (колебательные, складкообразовательные, дизьюнктивные движения) не считается со структурно-текстурными свойствами пород.