Карбонатные коллекторы. Карбонатные коллекторы нефти и газа

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.

Термин «коллектор карбонатный»

Коллектор карбонатный – это разнообразный и широкий тип нефтеносных пластов, которые содержат высокую долю общеизвестных сегодня запасов нефти. При этом в некоторых регионах эта цифра может составлять от 30 до 50%. Подобные коллекторы отличаются улучшенными емкостными и фильтрационными свойствами при воздействии на них искусственными методами с использованием раствора соляной кислоты или карбонизированной воды. Нередко применяют для этого и способы, которые предусматривают химическую активность доломита и кальцита, они относятся к основным минералам карбонатных пород.

Карбонатные коллекторы отличает сложная структура вертикальной послойной макро и микротрещиноватости. Нескольких сотен метров может достигать длина вертикальных макротрещин, их раскрытость нередко меняется и это то единицы, то сотни микрометров, расстояние между ними минимально, от 2 до 10 сантиметров. Наименьшая раскрытость трещин на участках их сужения определяет трещинную способность пласта и пропускную способность трещин. Это явление аналогично влиянию на проницаемость каверзно – пористого коллектора диаметра фильтрующих пор. Наличие средней поровой проницаемости у карбонатных коллекторов в 10 - 100 мД заметно отличает их от терригенных коллекторов. Нередко коллекторы, имеющие высокую пористость, характеризуются низкой проницаемостью и наоборот. Карбонатные коллекторы отличаются от терригенных условиями образования залежи и залегания нефти, петрофизи – литологическими показателями, а также возможностями и методами разработки месторождения.

Основными составляющими карбонатных коллекторов являются кристаллические известняки либо органогенные, доломиты и разной степени доломитозированые известняки. Основным видом пустотностей в них, которые составляют и десятые, и сотые доли процентов считается развитая трещиноватость, примером служит Предуральский прогиб. За счет того, что карбонатные коллекторы это в основном доломиты и известняки имеются высокие показатели эффективной проницаемости и пористости, нефтегазонасыщенности. Это в свою очередь характерно для так называемых органогенных, биоморфных или обломочных пород карбонатного состава. В них же не происходит вторичного изменения пустотного пространства, по этой причине карбонатные коллекторы отличаются низкими фильтрационными и емкостными свойствами. Среднепроницаемые и среднепористые карбонатные коллекторы характеризуются меньшей пористостью, в интервале 12 – 25%, проницаемостью от 0,01 до 0,3 мКм квадратных. Объясняется это изменением порового пространства вторично и большей степенью цементации в 10 – 20% пород среднезернистых.

Компании, в новостях которых есть коллектор карбонатный:

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Коллекторами нефти и газа 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%.

Единицы измерения – м 2 , следовательно, физический смысл проницаемости – это площадь поперечного сечения каналов через которые происходит фильтрация жидкости или газов при перепаде давления

Фильтрационные свойства коллекторов

Проницаемость – это важнейшее свойство коллекторов при разработке, под которым понимают способность коллекторов к фильтрации – к движению в них жидкостей или газов при перепаде давления.

В коллекторах может происходить однофазная, двухфазная или трехфазная фильтрация, в зависимости от перемещения в поровом пространстве коллектора одного, двух или трех типов флюидов. При этом проницаемость для каждой из движущихся фаз будет существенно отличаться.

Для оценки проницаемости нефтегазоводосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

1. Абсолютная проницаемость - это проницаемость породы, насыщенной только одной фазой, которая инертна по отношению к данной породе. Определяется в лабораторных условиях по воздуху, газу и др. Ее величина зависит только от физических свойств г.п.

Коэффициент абсолютной проницаемости определяется из линейного закона Дарси: K пр= Q μ ∆l / F ∆p, где

Q – расход жидкости или газа через образец; μ – вязкость флюида;∆l – длина образца; F – площадь образца; ∆p– перепад давления

В практике промысловых исследований используют величину проницаемости 1 мкм 2 =10 -3 м 2 =1 мД

2. Фазовая проницаемость =это проницаемость коллектора для какой –либо, насыщающей его фазы при передвижении в нем многофазной системы. Значение фазовой проницаемости зависит уже не только от свойств породы, но и от степени насыщенности пустот каждой фазой и от свойств флюидов.

3.Относительная – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Измеряется в %. Этот вид проницаемости важен при разработке залежей. Его исследуют в течение всего времени эксплуатации и строят графики зависимости относительной проницаемости и степени насыщенности пород какой либо фазой.

Рисунок:

Кривая1 – зависимость

относительной проницаемости

для пористой среды от коэф-та

водонасыщенности пустотного

пространства коллекторов

Кривая 2 –для воды

Из графиков следует, что с ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемость для нефти уменьшается. Но характер изменения этих параметров для каждой залежи индивидуален. Зависимости используются при проектировании типа заводнения и анализа обводненности скважин.

Терригенный коллектор, как правило, относится к коллекторам порового типа, тогда как карбонатный, преимущественно, характеризуется пустотностью в виде микрокаверн (d до 2 мм), каверн и трещин. Это обстоятельство обусловливает совершенно разные условия фильтрации флюида в пластах терригенного и карбонатного типов и следовательно, различную систему разработки этих залежей. Приведем основные причины этих различий:



1. Условия разработки: Т. – пористые пласты толщиной от первых метров до десятков; К. – массив или пласты мощностью от десятков до сотен метров. Следовательно: Т . Пласты образуют залежи пластовые-сводовые, а К. - массивные, пластово-массивные, что требует применения разных систем разработки.

2. Структура порового пространства: Т. - диаметр пор и соединяющих их каналов близки между собой; К. - d каналов на 1-2 порядка < d каверн, следовательно, при равных значениях пористости, карбонатные коллектора имеют меньшую естественную проницаемость, что сказывается при выборе режимов работы скважин; типе заводнения.

3. Площадь удельной поверхности породы: (суммарная поверхность пустот, содержащихся в 1V образца; параметр определяет нефтегазонасыщенность, остаточную водонасыщенность коллекторов) Т .- большая удельная поверхность; К.- значительно меньше, поэтому К-т нефтегазонасыщенностикарбонатных коллекторов значительно выше, чем у аналогичных по проницаемости терригенных.

4.Неоднородность коллекторов: Т. - более выдержаны по составу, пористости, проницаемости, а значит по продуктивности; К. - характеризуются изменяющимся типом пустотности и широким диапазоном проницаемости в пределах массива, поэтому процесс вытеснения идет значительно сложнее.

5. Разобщенность пластов: Т. - разобщены на пропластки по толщине и по простиранию; К. - подвержены трещиноватости – вертикальной и наклонной к слоистости, с разной степенью раскрытости трещин, следовательно невысокая проницаемость коллектора в целом, а также значительное изменение этой характеристики во всех направлениях (хотя трещины могут служить гидродинамическими каналами при фильтрации).

6. Сложность вскрытия пластов: при создании перепада давления (во вновь пробуренной скважине) с целью вызова притока из проницаемого пласта значительно ухудшает коллекторские свойства как Т. , так и К . пород. В последствие, даже после очистки ПЗП в Т. коллекторах, эти явления практически необратимы, а в К.- проведение соляно-кислотных обработок позволяет не только восстановить естественную проницаемость пластов, но даже увеличить ее в радиусе несколько метров от скважины.

2.Нефтегазоводонасыщенность пород-коллекторов

Первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой. Затем, в процессе миграции, нефть и газ, имея меньшую плотность, вытесняли воду, перемещаясь в повышенные зоны пласта. Т.е., заполнение ловушек происходило согласно принципа «дифференциального улавливания» (по закону гравитации газ занимает наивысшее положение в ловушке, затем нефть, ниже – вода).

В действительности взаиморасположение флюидов в пласте более сложное, поскольку кроме гравитационных сил, способствующих распределению флюидов в пласте согласно их плотности, в поровом пространстве действуют капиллярные поверхностно-молекулярные силы. Действие этих сил, напротив, препятствует четкому плотностному распределению флюидов в пласте и обусловливает:

во-первых, наличие переходной зоны вместо четких границ раздела флюидов

во-вторых, присутствие остаточной связанной воды

Понятие о переходной зоне-

Из-за действия в поровом пространстве коллектора капиллярных сил характер контактов – нефть-вода, газ-вода, нефть-газ представляет собой не просто горизонтальную плоскость, а имеет сложное строение. На границе нефти и воды: вода, а на границе нефти и газа – нефть под действием капиллярного давления поднимается выше уровня плотностного распределения.

Уровень подъема определяется по уравнению:

h = 2 σ cos θ / [r g (ρ в – ρ н)] ,

где σ – поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θ – угол смачивания на границе нефти и воды; r – радиус капиллярной трубки

g – ускорение свободного падения ρ в и ρ н – плотности воды и нефти

В связи с этим, в разрезе выделяются так называемые переходные зоны между отдельными частями залежи, насыщенными различными флюидами. В переходной зоне содержание флюидов (например, нефти и воды) изменяется от максимальных значений до нуля за счет изменения от 0 до 100% фазовой проницаемости коллекторов, которая определяет подвижность каждого флюида.

Фазовая проницаемость для нефти и газа в этой зоне зависит от их объемного количественного соотношения, физико-химических свойств флюидов, и пород.

По фазовой проницаемости переходная зона делится на три части:

Нижняя – содержащая преимущественно воду с небольшим количеством неподвижной нефти, т.е., фазовая проницаемость коллекторов для нефти → к 0, а воды к 1.

Средняя – содержащая подвижную нефть и подвижную воду, т.е., фазовая проницаемость среды такова, что в пласте могут свободно передвигаться и нефть и вода. Причем К н среды постепенно увеличивается, а К в – уменьшается.

Верхняя – содержащая подвижную нефть и неподвижную воду. При достижении критического значения К в, фазовая проницаемость для воды становится равной 0, т.е., вода в пласте становится неподвижной и по нему перемещается только нефть - К н близок к 1.

Схема размещения нефти, газа и воды в залежи

Мощность переходной зоны зависит от литологического состава коллектора, его неоднородности, плотности флюидов. В высокопористых хорошо отсортированных песчаных коллекторах мощность переходной зоны будет минимальной (от нескольких см до десятков см, в зависимости от толщины пласта). В неоднородных карбонатных коллекторах сложного строения ее значения намного выше (до десяти метров). При этом, чем больше флюиды отличаются по плотности, тем меньше переходная зона. Также чем меньше радиус пор коллектора, тем больше мощность переходной зоны.

Понятие об остаточной связанной воде

Известно, что первоначально продуктивные пласты были заполнены пластовой водой, часть из которой оказалась очень прочно связанной с минеральной матрицей горной породы молекулярно-поверхностными (капиллярными) силами. При дальнейшей миграции нефти в эти пласты вода из пустотного пространства коллекторов вытеснялась не полностью. Часть ее в виде пленки, обволакивающей стенки открытых пор, либо в капельном виде в неэффективных изолированных пустотах содержится в пустотном пространстве коллекторов и в настоящее время. Эта оставшаяся вода носит название остаточной, связанной или реликтовой. Ее количество определяется размерами пустот. Чем меньше поры, тем больше в пласте остаточной воды. Причем, действие молекулярных сил таково, что извлечь эту воду невозможно при существующих способах добычи. Для НГПГ наиболее важна остаточная вода в открытом пустотном пространстве.

Связанной воды в коллекторе может быть от единиц % до 70%. Связанная вода в коллекторе не двигается, но определение ее объема очень важно для подсчета запасов нефти (если не учитывать объемы воды, запасы могут получиться очень завышенными). Достоверно установленными считаются следующие факты:

· чем меньше проницаемость г.п., тем больше их остаточная водонасыщенность;

· в терригенных коллекторах связанной воды больше, чем в карбонатных породах;

· с увеличением в коллекторе глинистого материала увеличивается количество связанной воды.

Наличие остаточной воды в пустотном пространстве коллектора оказывает непосредственное влияние на процессы вытеснения нефти и газа из пласта. Матрица породы (минеральный скелет) имеет разную смачиваемость из-за сложного строения и свойств поверхности слагающих ее минералов, поэтому остаточная вода по-разному взаимодействует с г.п.

1. Если остаточная вода тонкой пленкой покрывает всю поверхность пустот, то такой коллектор считается гидрофильным . Гидрофильность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться водой, чем нефтью (при наличии обеих фаз). Коллектор считается гидрофильным, если k в >10% (0,1ед). Процесс вытеснения в таких коллекторах идет лучше, т.к. нефть как бы скользит по пленке воды, выстилающей поверхность пор.

2. Гидрофобность – свойство поверхности частиц коллектора лучше смачиваться нефтью, чем водой. При соприкосновении нефти с такой г.п. происходят процессы адсобции – химическое взаимодействие поверхностно-активных веществ нефти с поверхностью минералов. Коллектор считается гидрофобным, если k в <10%. Коэффициент извлечения нефти из таких коллекторов значительно меньше, вследствие значительных потерь нефти в пласте (г.п. смачивается нефтью, которая прочно удерживается молекулярными силами на поверхности минералов).

Для определения объема пор, занятых нефтью, (коэффициент нефтенасыщенности) необходимо знать количество содержащейся в пласте связанной воды. Эту величину определяют с помощью коэффициента водонасыщенности.

k в - коэффициент водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ – это отношение объема остаточной воды в открытых порах к объему открытых пор: k в = Vост.в / Vо.п.

k н - коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема нефти в открытых порах к объему пор.

k г - коэффициент газонасыщенности –аналогично

Коэффициенты связаны между собой:

· Нефтяная залежь k н + k в =1 (k н = 1- k в)

· Газонефтяная залежь k н + k г + k в =1

Коэффициенты нефте-и газонасыщенности вычисляются в % или в долях единиц и определяются с помощью коэффициента водонасыщенности (т.к., его определить проще).

Значения коэффициента водонасыщенности можно определить:

1. лабораторным путем - по керну отобранному в процессе бурения скважин, вскрытых с использованием бурового раствора на нефтяной основе;

2. косвенными методами: по зависимости проницаемости от водонасыщенности; по зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью;

Определение собственно коэффициентов нефте – и газонасыщенности по данным керна или ГИС обычно не дает надежных результатов, т.к., качество их определения зависит от многих технических и технологических условий. Образец, насыщенный нефтью или газом и извлеченный на поверхность не может отражать истинных пластовых показателей - при бурении скважины часть нефти из образца горной породы вытесняется фильтратом бурового раствора; газ, растворенный в нефти насыщающей образец выделяется и тоже вытесняет нефть т.д. Исследуя такой образец в лаборатории определяют не начальное нефтегазосодержание породы, а К-эт остаточной нефтенасыщенности.

По всем этим причинам удобнее определять К-эт водонасыщенности, который по ГИС определяется достаточно точно и уверенно.

Для этого определяется величина К-та удельного электрического сопротивления- Рн, как отношение удельного сопротивления нефтяного пласта и водяного, умноженное на 100 %.

Рн = r н. пл./ r в.пл. *100%

Между параметрами Рн и Кв существует закономерная связь –

Рн = 1 / Кв n , где n – равен 2, если в залежи существет двухфазная система, или 3 –если трехфазная.

Определив Кв можно определить и Кн из уравнений Кн +Кв = 1.