Условия залегания нефти, газа и воды

В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо проницаемых породах-флюидоупорах.

Породы-коллекторы

Коллектор - горная порода, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Осадочные породы подразделяются на терригенные - пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы (баженовская свита в Западной Сибири) и карбонатные - известняки, доломиты и мел. Очень редко встречаются коллекторы в магматических, матаморфических, корах их выветривания, а также кремнистых, сульфатных породах. Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по дан­ным испытания скважин на приток. Фильтрационно-емкостные свойства пород пород-коллекторов характеризуются основными параметрами: пористостью, проницаемостью и нефтенасыщенностью.

Емкость порового коллектора называется пористостью. 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 .

К_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 К_п.о - отношением суммарного объема открытых пор V_о к объему образца породы V_{2 .}

К_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 К _п.эф определяется:

К _п.эф = V_о - V_пор.св / V₂

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

По преобладающему виду пустот породы – коллекторы делятся на три типа: поровый, трещинный, смешанный.

К поровому типу отнесены породы-коллекторы, в которых мелкие поры (мельче 1 мм) более или менее изометричной формы соединены между собой проводящими поровыми каналами. Диапазон изменения пористости - от единиц до 40-50%. Общей особенностью коллекторов порового типа является понижение коллекторских свойств с глубиной, за счет уплотнения пород.

Трещинный тип породы коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Эти коллектора обладают низкой трещинной пористостью до 2,5 - 3%.

К смешанному типу породы-коллектора отнесен такой, в котором сочетаются различные виды порового пространства (два или более). В этой связи при характеристике коллекторов всегда требуется уточнение вида порового пространства, при этом ведущий вид пор помещается в конце определения. Каверновый коллектор как самостоятельный тип не выделяется, т.к. каверны могут возникать там, где имеются трещины, именно за счет миграции вод, которая приводит к растворению наиболее подвижных компонентов породы и выносит продукты реакции и образуются каверны. Коллекторские свойства пород-коллекторов смешанного типа варьируют в широком диапазоне.

Проницаемость - свойство породы пропускать через себя жидкость и газ при препаде давления. 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.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор. Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

Однако в отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен и зависит от последней. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а, следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности, когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенно важное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

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.

Коэффициент нефтенасыщенности – отношение объема, насыщенной нефтью, к объему всех пор:

K_Н = V_Н / V_П

Определение K_Н является сложной задачей т.к. при бурении скважин происходит глубокое проникновение бурового раствора в поровое пространство пород, вытесняя из него пластовую воду и нефть. Поэтому для определения K_Н привлекают данные о водонасыщенности образцов керна, полученных при бурении с использованием промывочной жидкости на нефтяной основе и при немедленной их герметизации после подъема на поверхность.

K_Н = 1 - К_В