Лекции по геологии НГ

сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %).

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По величине обломков различают породы:

(проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-

емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

91

Емкость определяется пористостью — объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

Пористость коллекторов

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

1) общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

Кnобщ = Vвсех пор / Vобр

2) открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

Кnоткр = Vсообщ / Vобр

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

3) эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

Кnэф = Vэф / Vобр

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов.

Размер пор пород (по Б.А.Соколову)

Проницаемость коллекторов

Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и

относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физикохимического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ — вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

проницаемости в м2; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида

вПа с; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

Вслучае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается

по формуле:

где Q0-объемный расход газа приведенный к атмосферному давлению;

Р0 – атмосферное давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида в Па с; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр. 10 июня 1803, Дижон, — 2 января 1858, Париж) — французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом

93

давления. Именем Дарси названа единица измерения проницаемости пористой среды. Под руководством Дарси в г. Дижоне была создана первая в Европе система городских очистных сооружений с различными фильтрационными засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже на следующий день после смерти Дарси от пневмонии главной площади города было присвоено его имя.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно

выражают в миллидарси или мкм2 10-3 1Д 1.02 10-3 мкм2 1.02 10- 12м2 1000мД.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

Гранулометрический (механический) состав пород

Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом ( > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства

Карбонатность нефтегазосодержащих пород - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2) .

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 25 30% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

94

Удельная поверхность - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.

Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Флюидоупоры

Породы плохо проницаемые, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа по кровле и подошве, называются покрышками.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород— коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства породколлекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, вулканогенными.

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).

Рис.1.

Массивный резервуар представляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором.

Залежи углеводородов (УВ) в таких резервуарах контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них отсутствует.

95

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные (рис. 2, б) и неоднородно–массивные (рис. 2, в)

природные резервуары.

Рис. 2

Пластово-массивные природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.

Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.

Рис. 2 Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород (рис. 2, г).

Рис. 2

Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина

96

коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки.

В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют

структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические

ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка обусловлена изгибом слоев вверх.

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно (тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре: 1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы кровли пласта-колллектора, м; 3 – залежь в плане; 4 – тектоническое разрывное нарушение

Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород.

Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

97

Рис. 4. Литологически экранированная ловушка: 1 – линия выклинивания пласта-коллектора.

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5, а, б). Стратиграфическая ловушка формируется при замещении пористых пород непроницаемыми, причем это замещение обусловлено обстановками накопления осадков

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры; б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления экрана, созданного нисходящими высоконапорными водами, циркулирующими по пластам-коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям

Основные типы залежей

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке называется залежью.

98

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газоводяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.

Рис 6. Схема пластовой сводовой залежи Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —

газонефтяная, 5—газовая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн

— высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний

контур газоносности.

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

99

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластамколлекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н=V н/V н+Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75); б) газоили газоконденсатнонефтяные (0,50< V н О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

100