Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными образованиями. По различным данным, от 50 до 60% современных мировых запасов углеводородов приуро­чено к карбонатным образованиям. Среди них выделяются наи­лучшие по качеству коллекторы - карбонатные породы рифовых сооружений. Добыча нефти и газа, большая по объему, произво­дится из известняков и доломитов, в том числе из палеозоя и докембрия; наиболее крупные месторождения открыты в мезо­зойских и палеозойских породах, прежде всего в странах Ближне­го Востока. Крупные скопления в рифовых сооружениях мезо­зойского возраста открыты в бассейне Мексиканского залива (Золотой пояс, Кампече и др.). Из рифовых известняков были получены и рекордные дебиты (десятки тысяч тонн в сутки). Можно отметить некоторую связь между развитием карбонатных коллекторов и усилением карбонатонакопления в геологической истории, что связано с общей цикличностью геотектонического развития и периодичностью осадкообразования.

Карбонатные коллекторы характеризуются специфическими особенностями:

1. Крайней невыдержанностью , значительной из­менчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление.

2. В них от­носительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения.

3. Фациальный облик известня­ков в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на фор­мирование коллекторских свойств.

4. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей.

5. В процессе изучения коллекторских свойств карбонатных толщ решающая роль играет генезис отложений и гидродинами­ка среды для формирования структуры пустотного пространства, которая может быть более или менее благоприятна для формиро­вания коллекторов и определяет характер последующих преобра­зований .

6. Карбонатные породы легко подвергаются вторичным изменениям. Это связано с их повышенной растворимостью. Особенно велико влияние вторичных преобразований в породах с первично неоднородной структурой порового пространства.

7. По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отличаются от терригенных. Прежде всего, это касается уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образования, и далее уплотнение идет уже медленно.

8. Карбонатный ил также может быстро литифицироваться, при этом в нем возника­ют своеобразные фенестровые пустоты за счет выделения пузырь­ков газа. Мелкообломочные, комковато-водорослевые карбонатные осадки также быстро литифицируются. Пористость несколь­ко сокращается, но вместе с тем значительный объем порового пространства «консервируется».

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот. В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (постдиагенетическими).

В органогенных карбонатных породах к пер­вичным относятся пустоты внутрираковинные, в том числе внутри рифовых построек, а также межраковинные. Некоторые карбонатные породы могут быть хемогенного или биохемогенного происхождения, они обра­зуют резервуары пластового типа. К ним относятся прежде всего оолитовые, а также известняки с меж- или внутриоолитовой пустотностью. Слоистым или массивным известнякам свойственны пелитоморфные или скрытокристаллические, а также кристалли­ческие структуры. В кристаллических, особенно, в доломитизированных породах развита межкристаллическая (межзерновая) по­ристость.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие, подвержены вторичным преобразованиям (перекристаллизация, выщелачивание, стилолитообразование и др.), которые полностью меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации и раздоломичивания). В этом состоит сложность выделе­ния природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях может рассматриваться как коллектор с очень высокими свойствами, а в других, если нет трещин, может являться покрышкой. Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, в основном доломитизациии раздоломичивания или стилолитизации.

Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от гене­тического типа породы.

Цементация может начаться очень рано и происходить быстро, как это хорошо видно на примере бичроков. Кальцитовый цемент выкристаллизовывается за счет выпарива­ния морской воды, заливающей пляж, и частичного растворения нестойких минералов. Пляжный карбонатный песок может отвердевать за несколько дней. Подобная почти мгновенная литификация происходила и в прошлые времена. Дальнейшая судьба оставшихся в каркасе такого «литификата» пустот может быть различна.

При перекристаллизации происходит существенное измене­ние структуры и текстуры пород. В целом этот процесс направ­лен в сторону увеличения размера кристаллов. Если при пере­кристаллизации часть вещества выносится, пористость возраста­ет. Наибольшей вторичной пористостью обладают неравномер­но перекристаллизованные породы. Рост крупных кристаллов способствует образованию микротрещин.

Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывает выщелачивание и метасоматоз (в основном доломитизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость так зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т.д. Анализ изменения фильтрационно-емкостных параметров, определяемых, в том числе выщелачиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурно-генетическими типами пород.

Доломитизация является одним из ведущих факторов при формировании коллекторов. На образование доломита влияет со­отношение в воде магния и кальция и общая величина соленос­ти. При более высокой концентрации солей требуется и большее количество растворенного магния. В процессе диагенеза доломит возникает за счет своих предшественников - таких, как магнези­альный кальцит.

Первичная диагенетическая доломитизация не имеет существенного значения для формирования коллекторских свойств. Метасоматическая доломитизация в катагенезе более важна для преобразования коллекторов. Для доломитообразования необходимо поступление магния. Источники его могут быть различны. При катагенетических процессах в условиях повышен­ных температур растворы теряют магний, обменивая его на каль­ций вмещающих пород. На примере Припятского прогиба видно, что между составом рассолов и интенсивностью вторичной доло­митизации устанавливается отчетливая зависимость. В тех стра­тиграфических зонах, где девонские карбонатные породы наибо­лее сильно доломитизированы, содержание магния в рассолах резко падает, он используется для образования доломита.

При метагенетической доломитизации особенно заметно увеличение пористости, так как процесс идет в породе с жестким скелетом, которая трудно поддается уплотнению. Общий объем породы со­храняется, пустотность в ней за счет доломитизации повышается.

Обратный процесс раздоломичивания (дедоломитизация) особенно распространен в приповерхностных условиях. Наиболее активно он проходит в разрезах, где доломиты содержат прослои сульфатов. При просачивании вод магний доломитов в растворах соединяется с радикалом SO 4 2- и выносится в виде легко раство­римого MgSO 4 . Происходит увеличение пористости пород.

Но перенос сульфатов водами нередко приводит и к проти­воположным результатам с точки зрения качества коллекторов. Легко растворимый CaSO 4 также легко выпадает в осадок и запе­чатывает поры. Так же может влиять и кальцитизация , которая часто выражается в наращивании регенерационных каемок и су­жении порового пространства.

Заканчивая рассмотрение карбонатных коллекторов, необхо­димо еще раз подчеркнуть то, что по сравнению с обломочными породами структура их порового пространства чрезвычайно раз­нообразна. Ненарушенная матрица имеет характеристики, ко­торые определяются прежде всего первичной структурой, кавернозность сильно изменяет эти характеристики, а трещиноватость создает как бы две наложенные друг на друга системы пустот.

Все это и определяет необходимость особой классификации коллек­торов. Такая оценочно-генетическая классификация коллекторов была предложена К.И. Багринцевой (табл. 2).

Таблица 2

Оценочно-генетическая классификация карбонатных пород-коллекторов

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.

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

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

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

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют, главным образом, проницаемость этих образований.

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

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

Пористость горных пород

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Владимир Хомутко

Время на чтение: 5 минут

А А

Типы коллекторов нефти и газа

Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.

Коллектор нефти и газа бывает промышленным, из которого есть возможность получать достаточные по величине притоки флюидов, и, соответственно, не промышленным, получение таких притоков из которого на этом этапе не представляется возможным.

Основными свойствами коллекторов, которые используются для их промышленной оценки, являются полезная ёмкость и проницаемость.

Нижние пределы этих параметров зависят от:

• состава флюида;
• типа коллектора.

Поскольку газ отличается от нефти своей подвижностью, то значения этих нижних пределов у него значительно ниже, чем у нефти-сырца.

Первой стадией формирования природного накопителя является седиментогенез породы. Насколько сохранятся седиментационные признаки, зависит от минерального состава матрицы (породообразующей части), формы распределения в порах и минерального состава цемента, а также от коллекторной мощности. Эволюция породы после стадии седиментогенеза определяется новыми признаками, которые формируются под действием возрастающих значений температуры и давления, увеличения концентрации флюидов, перераспределения цемента, изменения пустотной структуры, а также под влиянием растворения неустойчивых минералов и формирования стабильных. Такие изменения происходят с разной степенью интенсивности, которая, прежде всего, зависит от литологического типа породы.

Типы коллекторов

Нефтяные и газовые коллекторы бывают:

• поровые;
• трещинные;
• кавернозные;
• биопустатные;
• смешанные.

Основные запасы углеводородного сырья извлекают из карбонатных и терригенных коллекторов, имеющих наибольшее распространение.

Реже можно встретить природные накопители глинисто-кремнисто-битуминозной, магматической, вулканогенной и вулканогенно-осадочной природы.

Большая часть коллекторов терригенной природы – порового типа, который характеризуется межзерновыми пустотами, которые еще называют гранулярными. Помимо поровых. встречаются и так называемые смешанные терригенные коллекторы: трещинно-поровые или кавернозно-поровые (образующиеся в случае выщелачивания части зёрен).

Свойства коллекторов терригенного вида зависят от:

Перечисленные параметры характеризуют геометрию расположения пор, величину эффективной проницаемости и пористости, а также принадлежность горной породы к тому или иному классу. Фильтрационная способность терригенных пород зависит также от минерального состава, количества и характера распределения снижающей проницаемость породы глинистой примеси.

Классификаций коллекторов терригенной природы существует множество, но самая популярная основана на следующих критериях:

• гранулометрический состав;
• эффективная пористость;
• эффективная проницаемость.

С учетом перечисленных параметров выделяют шесть классов таких коллекторов:

• проницаемость более 1 тысячи миллидарси (мД);
• проницаемость от 500 до 1 тысячи мД;
• от 10-ти до 100 мД;
• от 1-го до 10-ти мД;
• меньше 1-го мД.

Один миллидарси примерно равен 1·10 -3 микрометра в квадрате.

Каждый тип песчано-алевритовой породы внутри одного класса характеризуется своим значением эффективной пористости. Породы, которые относятся к классу с показателем проницаемости меньше 1-го мД, как правило, содержат от 90 процентов остаточной воды, поэтому относятся к непромышленным коллекторам. Самые лучшие фильтрационные свойства показывают кварцевые пески, поскольку сорбционная способность кварца очень низкая. Полимиктовые песчаники, вследствие своего таблитчатого облика, наличия трещин спайности и повышенной сорбционной емкости слагающих их минералов, обладают значительно более низкой способностью фильтрации флюидов.

Спектр их типов наиболее широк:

• гранулярные, представленные обломочными и оолитовыми известняками;
• трещинные, к которым относятся доломиты и плотные известняки;
• кавернозные, образующиеся в результате карста;
• биопустотные, представленные органогенными известняками.

К отличительным особенностям коллекторов карбонатного вида относятся их ранняя литификация, склонность с образованию трещин, а также избирательная растворимость. Эти факторы обусловливают разнообразие генезиса и морфологии пустотного пространства.

Качественные характеристики карбонатных коллекторов зависят от первичных условий седиментации, а также от интенсивности и направления постседиментационной эволюции. Эти факторы влияют на развитие дополнительных пор, трещин, каверны и более крупных полостей выщелачивания.

Для свойств карбонатных коллекторов характерны крайняя невыдержанность и большое разнообразие, которое зависит от фациальных условий, при которых происходило их образование. Это делает их сопоставление довольно затруднительным. Фациальные условия при формировании пород карбонатной природы на свойства коллекторов влияют в гораздо большей степени, чем при формировании терригенных пород.

По своему минеральному составу породы карбонатного типа отличаются меньшим разнообразием по сравнению с терригенными, однако имеют больше структурно-текстурных разновидностей. Отличаются карбонатные коллекторы от терригенных и по характеру происходящих в них преобразований в постседиментационный период. Это отличие заключается в степени уплотнения.

Поскольку остатки биогермов в карбонатных породах твердые с самого начала процесса эволюции, то дальнейшее уплотнение протекает очень медленно. Карбонатный ил и комковато-водорослевые карбонатные осадки с мелкими обломками литифицируются достаточно быстро. В результате пористость немного сокращается, однако значительное поровое пространство как бы «консервируется».

Показатель трещиноватости, который в большинстве пород составляет от 0,1 до 1 процента, в коллекторах карбонатной природы может доходить до 1,5 – 2,5 процентов.

Этот показатель, при значительной мощности продуктивных горизонтов весьма значим при оценке величины полезного объёма пласта. Дополнительную ёмкость таких коллекторов обеспечивают стилолитовые швы, которые образуются вследствие неравномерного растворения минералов под действием давления. Глинистая корка на таких швах является нерастворимым остатком породы. Зачастую стилолитовые горизонты наиболее продуктивны в разрезе, из-за процессов вымывания глинистых корок.

Основные углеводородные запасы карбонатных коллекторов в их поровых и кавернозно-поровых видах. Самыми лучшими коллекторами карбонатной природы считаются рифовые известняки, из которых в сутки получают десятки тысяч тонн нефти.

Нефтяной коллектор

Глинисто-кремнисто-битуминозные коллекторы

Среди таких коллекторов в основном встречаются трещинные и порово-трещинные. Для их пород характерны значительная изменчивость состава минералов и разная степень обогащённости органическими веществами.

Их довольно низкие фильтрационные и емкостные свойства объясняются микрослоистостью, микротрещинноватостью и наличием субкапиллярных пор. Пористость некоторых коллекторов такого типа может достигать 15-ти процентов, а проницаемость при это составлять всего доли миллидарси. В породах такого типа участки с увеличенной пористостью и повышенной проницаемостью образуются как результат процесса катагенеза.

Считается, что на этапе седиментогенеза формируются породные микроблоки, которые покрываются плёнкой органического вещества (их еще называют кремнеорганическими рубашками). Мелкие послойные трещины образуются в процессе трансформации минералов глинистой природы и в процессе выделения связанных вод.

Во время вскрытия коллекторов такого типа в большинстве случаев отмечают высокую степень разуплотнения и аномально большое давление пласта. На образование трещин также влияют и тектонические процессы.

Такие коллекторы являются «одноразовыми», поскольку после забора нефти их трещины смыкаются.

Обратно закачать в них нефть, газ или нефтепродукт уже нельзя, как это практикуется при организации хранилищ подземного типа в других породах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные типы коллекторов

В основном представлены порово-трещинным и трещинным типами. К таким породам относятся застывшая лава, туф и прочие вулканические образования.

СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Как было отмечено в настоящей главе, терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного ви­да - микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство кото­рых представлено в основном микрокавернами, соизмери­мыми по размерам с породами. В.Д. Викториным показано, что при поровом типе терригенных коллекторов и микрокаверновом карбонатных также имеются существенные разли­чия между ними, влияющие на условия разработки залежей нефти и газа в этих породах.

1. Прежде всего, различны условия залегания пород-коллекторов - если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров, то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к первым обычно приурочены залежи пластового типа, ко вторым - в зависимости от степени трещиноватости пород - залежи мас­сивного, массивно-пластового и пластового типов. Это предопределяет применение весьма различных систем разработки залежей.

2. Поровые терригенные и карбонатные коллекторы различаются по структуре пустотного пространства.

В терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллек­торах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн, составляющих основную емкость коллектора. Поэтому при равной величине пустотности терригенных и карбонатных коллекторов карбонат­ные обычно имеют меньшую естественную проницаемость.

3. В связи с разной структурой пустотного пространства микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. От удельной поверхности пустотного пространства породы, которая может достигать огромных размеров, зависят содержание остаточной воды, нефтегазонасыщенность, адсорбционная способность породы и другие свойства. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем терригенных; лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы. Из изложенного ясно, что коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов.

4.Во многих карбонатных толщах присутствуют одновременно продуктивные коллекторы с разными видами пустотности и с большим диапазоном проницаемости, вплоть до очень низкой (менее 0,001 мкм 2). В связи с этим карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные, обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам. В результате далее монолитные карбонатные толщи представляют собой сложные объекты разработки. Это делает процессы вытеснения из карбонатных коллекторов нефти и газа водой и вытеснения нефти другими агентами более сложны­ми.

5.Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени, чем терригенные, подвержены трещиноватости. Макротрещины имеют преимущественно вертикальную или наклонную к слоистости ориентировку, а их раскрытость определяется превышением пластового давления над боковым горным. Боковое горное давление даже для одной залежи меняется в широких пределах (от 0,05 до 0,75 вертикального горного давления), т.е. так же, как и все физические свойства карбонатного коллектора, характеризуется неоднородностью. Раскрытость трещин часто меняется по высоте и длине, вследст­вие чего в сумме они создают относительно невысокую проницаемость. Однако и при этом трещины могут являться основными каналами для перемещения нефти и газа и обеспечивать гидродинамическую связь различных частей резервуа­ра и даже его единство в целом.

Терригенным же пластам обычно свойственна разобщен­ность различных их частей непроницаемыми и по толщине, и по простиранию породами.

6. В терригенных коллекторах макротрещиноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей.

В карбонатных коллекторах трещиноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллек­торах с нефтегазонасыщенной, но малопроницаемой матрицей, и в коллекторах с высокопроницаемой матрицей (в последнем случае она играет все же подчиненную роль).

7. При вскрытии бурящейся скважиной продуктивного пласта в условиях создания репрессии в скважине проницаемость всех коллекторов - и терригенных, и карбонатных - значительно ухудшается по сравнению с естественной. В терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по очистке прискважиннои зоны, это в значительной мере оста­ется необратимым. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, в процессе которых происхо­дит растворение карбонатных пород в соляной кислоте, поз­воляет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг сква­жины. Особенно глубоко кислота внедряется в пласт по трещинам, что резко увеличивает трещиноватость и трещин­ную проницаемость. В результате этого при высокой нефтегазоносности пород создаются условия для промышленной разработки залежей в карбонатных пластах при таких низ­ких природных значениях проницаемости, при которых терригенные коллекторы могут считаться непродуктивными.