4.2. Условия залегания нефти

и газа в недрах земли

4.2.1. Понятие о породах-коллекторах

Коллектором называется горная порода, обладающая емкостны­ми свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность флюидов в ее пустотном пространстве при малейшем перепаде дав­лений. Флюидами, насыщающими породу-коллектор, могут быть нефть, газ или вода.

Горные породы, препятствующие продвижению через них угле­водородов и воды, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трешин и каверн.

V_{пуст .}= V_пор. + V_трещ.+ V_{каверн.}

По времени образования выделяются первичные пустоты и вто­ричные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной по­роды, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадоч­ным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа — это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры ка­верны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации из­вестняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины, возникшие в результате тектонических движений.

- 147 -

Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.

На рис. 48 показаны некоторые типы пустот, встречающиеся в породах.

Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют обшей иди абсолют­ной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отноше­ние суммарного объема пор в образце породы к видимому его объ­ему:

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Ко­эффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью

Динамическая учитывает тот объем нефти, который будет пе­ремещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с

- 148 -

достаточно высокой точностью определяется объем связанных меж­ду собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая по­ристость.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициен­том пористости, который измеряется в долях или процентах от объ­ема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь опре­деляются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно раз­деляются на три группы: I) сверхкапиллярные — диаметром 2—0,5 мм; 2) капиллярные — 0,5—0,0002 мм; 3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не мо­гут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапил- лярными порами и каналами, независимо от значения коэффициен­та пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости kn называется отношение суммарного объема всех пор Vnop в образце породы к видимому его объему Vo6p:

k_n = V_пор / V_обр. = (V_обр - V_зер) /V_обр. (2)

где V — суммарный объем зерен.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии использу­ется коэффициент открытой пористости к_по, который определяется как по образцам в лаборатории, так и поданным геофизических ис­следований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35%. По боль­шинству залежей она составляет в среднем 12—25%.

Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, ме­тод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость ока­зывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты пока­зывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен, показанной на рис. 49, коэффициент пористости будет составлять « 47,6%. Данное число можно считать теоретически возможным

- 149 -

максимумом пористости для терригенных пород. При более плот­ной укладке идеального грунта (рис. 50) пористость будет составлять всего 25,9%.

Кавернозиость.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавер- нозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачива­ния) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике неред­ко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пу­стотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними име­ются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не пре­вышает 13—15%, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются ред­ко, их пустотность достигает не более 1—2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллек­тора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_г равен отношению объема ка­верн V_K к видимому объему образца

- 150 -

В ыразив объемы V_мин. и V_обр. через плотности соответственно ми­неральной части породы P_мин и всего образна P_обр. , получим

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных ме­тодов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном мо­гут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, из­учение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Т рещиноватость.

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловли­вается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некото­рых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — иктер- ригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, про­низывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора опреде­ляется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной 'Г и поверхностной Я плотностью трещин:

T=S/V; П = l/F, (6)

где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; / — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхность площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота тре­щин:

Г = An/AL, (7)

где дельта n — число трещин, пересекающих линию длиной дельта L, пер­пендикулярную к направлению их простирания. Размерность густо­ты трещин — 1/м.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой гео­логии выделяют макротрещины шириной более 40...50 мкм и микро­трещины шириной до 40...50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обыч­но не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по

- 151 -

этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на осно­ве визуального исследования стенок скважины по фотографиям, по­лученным с помощью глубинных фотокамер, а также поданным ги­дродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на образцах — на больших шли­фах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической фор­мы со стороной куба 5 см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей про­цента до 1...2%.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огром­ного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела назы­вают матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матри­це часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротре­щинами, а может обладать и собственной достаточно высокой про­ницаемостью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в про­цесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов филь­трации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустот­ное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу сме­шанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наибо­лее широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрока- вернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др ). Ма- крокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбо­натным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Бело­руссии и других районов.

В табл. 6 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

- 152 -

Таблица 6