Породы-коллекторы и породы-флюидоупоры (покрышки)

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

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

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Емкость порового коллектора называется пористость.. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.

По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные < 0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под дей­ствием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером > 0,2 мкм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор V₁ к объему образца породы V₂ : k_п = V₁ /V₂ .

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости k_п.о - отношением суммарного объема открытых пор V_о к объему образца породы V₂ : k_п.о = V_о / V₂.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы k _п.эф равен отношению объема пор V_эф, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы: коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64 %, а по вершинам тетраэдра - 25,95 %, независимо от размера шаров.

У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем перового пространства.

Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40 %, например для газоносных алевролитов (алевритов) местоскоплений Ставрополья его значения составляют 30-40 %. Наиболее распространенные значения k_п нефтеносных песчаников Русской платформы 17-24%.

Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных.

Проницаемость - важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу проницаемости (1 мкм²) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа - с составляет 1 м³/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне - от 0,05 до 3 мкм², трещиноватых известняков - от 0,005 до 0,02 мкм². Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте. Даже в пределах небольшого образца породы размеры пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на вели­чину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субка­пиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмо­лекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жид­кости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связан­ной воды. Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапил­лярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм² и не имеют практического значения.

При разработке месторождений применяют методы искусствен­ного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к раз­рушению перегородок между порами и расширению трещин.

Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А-20, В- 15-12, С - 10-15, D -5-10, Е - 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется на три группы по скорости движения фильтрата через породу.

В последнее время широко применяется классификация песчано-алевролитовых коллекторов, предложенная А.А. Ханиным (табл. II). Согласно этой классификации выделяются шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости.

Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по дан­ным испытания скважин на приток.

Таблица

Породы-флюидоупоры (покрышки). Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) по­родами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохопроницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности кар­бонатных пород.

Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однород­ности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу (табл. ).

Различают региональные, субрегиональные, зональные и локаль­ные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью.

Таблица

Таблица

и, как правило, значительной мощностью, обычно они прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно­сибирская провинции и т.д. Зональные покрышки выдержаны в преде­лах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они усту­пают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пре­делах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдель­ных залежей.

Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды.

Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.

Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в гли­нах оказывает влияние на структуру перового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низ­кой проницаемостью.

Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих их минеральных частиц, химического состава и способности к ионному обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми.

Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ан­гидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами.

Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покры­шек в природе не существует. В.П. Савченко на основе эксперименталь­ных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада дав­лений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем: выше ее изоли­рующие качества и способность удерживать залежи с большими вы­сотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые по­роды превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллек­торами.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: