Глава II

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

§ 1. Понятие о породах-коллекторах

Коллекторами называются горные породы, которые могут слу­жить вместилищем нефти, газа и воды и в то же время обладать достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления. В основу этого определения поло­жены емкостные и фильтрационные свойства, которые присущи некоторым осадочным, изверженным и метаморфическим поро­дам. Выше отмечалось, что подавляющая часть выявленных ми­ровых запасов нефти приурочены к осадочным породам-коллекто­рам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отло­жениях могут быть (по В. Н. Дахнову) кварцевыми (песчанико­выми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбо­натными и эвапоритовыми (гипс-ангидритовыми).

Кварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортиро-ванностью и окатанностыо зерен. Последнее способствует их сла­бому уплотнению и минимальной анизотропии. Цемент в этих коллекторах 'образуется за счет вторичных кристаллов кварца. В поровом пространстве выпадают халцедон, опал, кальцит и доломит. Кроме того, цемент образуется за счет разрушения са­мих зерен породы. Кварцевые коллекторы отличаются хорошим вытеснением нефти и газа и относительной выдержанностью по площади.

Кварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Они содержат кварц, обломки полевых шпатов, слюды, пироксена, известняков, доломитов и других пород; характеризуются плохой окатанностью, способностью сильно уплотняться при диагенезе и высокой анизотропностью. Цементация полимиктовых коллекто­ров происходит за счет метаморфизма глинистых минералов, об­разования иллита и хлорита, обволакивающих зерна породы.

Некоторые карбонатные коллекторы также могут быть сло­жены обломками пород.

Во всех перечисленных выше группах кластических коллекто­ров пустотное пространство формируется одновременно с процес­сами осадкообразования за счет межзерновых пор. Следовательно, поры коллекторов в обломочных породах первичные. Они хорошо сообщаются между собой, что делает проницаемой твердую фазу (матрицу) породы. Размеры таких пор иногда существенно умень­шаются вследствие цементации пород при их диагенезе. Конфигура­ция межзерновых пор кластических пород-коллекторов также раз­личная. Она может быть ромбоидальной при рыхлой укладке хорошо скатанных зерен, тетраэдрической при плотной укладке угловатых зерен (рис. 34) и щелевидной при чешуйчатой укладке.

105

Большая группа карбонатных коллекторов образуется орга­ногенным и хемогенным путем. Кальцит, выпадая из растворов, цементирует эти осадки, вследствие чего формируются толщи монолитных пород со слабо развитыми и зачастую не сообщаю­щимися порами. Матрица в таких породах будет непроницаемой. Пустотное пространство в них формируется значительно позже осадконакопления, оно обусловлено постседиментационным рас­трескиванием под влиянием тектонических процессов, тепловых деформаций, доломитизации и т. п. Последующим выщелачиванием часть трещин превращается в каверны. Следовательно, образован­ные подобным образом пустоты являются вторичными.

Эвапоритовые (хемогенные) коллекторы связаны в основном с гипсами и доломитами. Проницаемое пустотное пространство в них также вторично. Оно формируется в результате растворения матрицы водами, которые циркулируют по образовавшимся при диагенезе трещинам, создавая карстовые полости и ка­верны.

Вторичные пустоты могут образовываться и в коре выветрива­ния под действием эрозионных процессов.

Для вторичных пустот характерны трещины, каверновые и ка-наловидные поры (рис. 35).

В породах с вторичной пористостью фильтрация флюидов и характер насыщения матрицы характеризуются присущими каж­дому типу пород особенностями. Так, в межзерново-трещинном коллекторе нефть заключена в основном в межзерновых порах матрицы, а фильтрация ее к скважинам по системе трещин. В трещинном коллекторе поры матрицы заполнены в основном свя-

106

йанной водой, а емкостью и путями фильтрации нефти служат каверны, трещины и т. п.

Весьма важным фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формиро­вания коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на филь­трационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды в процессе разработки залежи с заводнением.

Таким образом, продуктивные пласты-коллекторы нефтяных и газовых залежей характеризуются большим разнообразием, обусловленным различиями минерального состава скелета, типа цемента, степени цементации и глинистости, вида пустотного пространства, размеров пор и зерен породы, степени однородности и т. п. Для облегчения изучения коллекторов разработано мно­жество классификаций. В -частности, В. Н. Дахнов по большин­ству из перечисленных и рассматриваемых ниже показателей, а также зависимых от них комплексных показателей (удельные емкость и нефтегазосодержание, коэффициент вытеснения и т. п.) предлагает выделять преимущественно пять основных классов.

Так, по типу перового пространства основными он считает классы, коллекторов: межзерновых, межзерново-трещинных, тр'е-щинных, трещинно-каверновых и каверновых.

Среди песчано-глинистых (терригенных) коллекторов по диа­метру зерен d₃ к I классу относятся грубозернистые (галечники) с d₃ =1 мм; ко II классу — крупнозернистые (песчаники), d_a = = 0,3-ь1 мм; к III классу — среднезернистые (песчаники), d_a = 0,1-ьО,3 мм; к IV классу —мелкозернистые (алевролиты), е?₃ = 0,3 мм. Среди карбонатных коллекторов: I класс — крупно­обломочные (рыхлые, ракушняки), d₃ — 5 мм; II класс — мелко­обломочные, d₃ = 1 -4-5 мм; III класс крупнозернистые, d₃ — = 0,2-ь1 мм; IV класс — среднезернистые, d_a = 0,05-ьО,2 мм; V класс — тонкозернистые, d₃ = 0,05 мм.

По составу цемента выделяются: коллекторы с глинистым це­ментом, представленным гидроокислами металлов и цеолитами; коллекторы с карбонатным и опалово-халцедоновым цементом.

В зависимости от размеров различают мегапоры, поры сверх­капиллярные, капиллярные и субкапиллярные. Мегапоры, к ко­торым относят и многометровые карстовые полости, имеют сред­ний радиус более 10 мм; размеры сверхкапиллярных пор от 0,1 до 10 мм, капиллярных — от 10~³ до 0,1 мм и субкапиллярных — менее 10~³ мм, или менее 1 мкм. В природных условиях поры по­следней группы непроницаемы.

По степени глинистости, показателем которой является отно­сительная глинистость т]_гл, I класс образуют чистые коллекторы, "Пгл < 0,05; II класс — слабоглинистые, ц_гл = 0,05-нО, 1; III

107

класс — среднеглинистые, Т1_ГЛ = 0,1 -^0,2; IV класс — повы­шенно глинистые, т|_гл = 0,2 +0,5; V класс — сильноглинистые, •Пгл > 0,5.