1 Коллекторские свойства горных пород

1.1 Типы пород–коллекторов

Коллектором называется горная порода (пласт, массив), обладающая способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. По происхождению (генезису) горные породы подразделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки, мергели), изверженные (магматические) и метаморфические.

Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.

Тип коллектора определяется природой, структурой и геометрией порового пространства. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным (обломочный, хемогенный,), трещинным и смешанного строения.

К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов, мергелей, поровое пространство которых состоит в основном из межзерновых полостей.

В чисто трещиноватых коллекторах, сложенных преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. Трещиноватый тип коллектора известен на месторождениях Западного Приуралья, Северного Кавказа, Западной Венесуэлы, США.

На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство межзерновых полостей, а также каверны и карст. Такой тип коллектора отмечен на участках ряда месторождений Западной Сибири (Таллинское месторождение и другие).

Анализ показывает, что около 60 % запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39 % — к карбонатным отложениям и 1 % — к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения — основные коллекторы нефти и газа.

1.2 Залегание нефти, газа и воды

Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками непроницаемых пород, состоящих из глин (глинистые сланцы, породы с высоким содержанием глинистого цемента), солей, особенно сульфатных, эвапоритов (гипс, ангидрит и другие).

Покрышка – литологическое тело (пласт, пачка, свита и др.), расположенное над коллектором нефти или газа и препятствующее фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты.

Многообразие условий залегания нефти, газа, газоконденсата и геологического строения залежей безгранично. Различают следующие типы ловушек:

– структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие (рис. 1.1).

Рисунок 1. 1 – Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане:

1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора;

3. – непроницаемые породы (покрышки)

– литологические, образовавшиеся вследствие фациальных измений пород, окружающих коллектор нефти – литологически ограниченные за счёт стратиграфического несогласия, когда одни породы замещаются другими (рис. 1.2-1.3), литологически экранированные за счёт тектонических процессов, приводящих к тектоническим, дезъюнктивным нарушениям (рис. 1.4);

Рисунок 1.2 – Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой: - линия замещения коллекторов

Рисунок 1.3 – Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б): + – породы фундамента; # – кора выветривания

Рисунок 1.4 – Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых дезъюнктивных несогласий

– Залежи в рифогенных образованиях (рис. 1.5).

Рисунок 1.5 – Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (б)

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи встречаются редко. В основном это Таллинское месторождение (Красноленинский свод), пласт Ю₁¹ Калатушного месторождения, выклинивающийся на западном склоне средневасюганского мегавала. Литологически экранированные залежи выявлены в Баженовской свите на Салымском месторождении и встречаются в пластах Б₁₆ нижнемелового возраста.

Залежи литологического типа в основном распространены в Приуралье, в которых песчаные пласты девонского возраста выклинивают на склонах структур – Ромашкинское, Оренбургское, Ишимбаевское и другие месторождения.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта – давление, температура, распределение нефти, газа и воды в залежи – находятся в термодинамическом состоянии, установившемся с момента формирования залежи.

Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято назвать пластовым давлением.

Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей её жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Давление, создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря их подвижности, называется гидростатическим пластовым давлением.

Как правило, оно связано с глубиной залегания пласта: Р_пл = f (Н_пл). По данным Г.Ф. Требина более 50 % залежей залегают на глубине от 1250 до 2250 м, пластовое давление для глубин до 2500 м подчиняется эмпирической зависимости:

Р_пл ≈ Н·ρ_ж/10 → Р_пл ≈ 0,105 · Н [атм] → Р_пл ≈ Н/100 [МПа], (1.1)

где Р_пл – среднее пластовое давление в залежи (1 Па = 0,102 атм);

Н – средняя глубина залежи (мощность пласта), м;

ρ_ж – плотность жидкости (плотность воды ≈ 1000 кг/м³).

Давление флюидов в пластах возрастает с увеличением залегания коллекторов; градиент давления, т.е. прирост давления на 1 м глубины колеблется в широких пределах: от 5 до 15 кН/м² ( 1 бар=10⁵ Н/м² =1кг/см²;

1 МН/м² = 10 бар).

То есть, начальное пластовое давление (до начала разработки залежи) или статическое, зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального пластового давления используется для оценки особенностей гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь нефти.

Пласты, для которых соблюдаются равенства (1.1) называются пластами с нормальным гидростатическим давлением (нормальным пластовым давлением). Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с поверхностью земли.

На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной Украины, Чечни, Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями, которые в полтора-два раза выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего они приурочены к складчатым районам. Однако пластовое давление может быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления, отличные от гидростатического, приурочены к аномальным.

Давление, создаваемое горными породами, называется геостатическим давлением. Величина геостатического давления (Р_г) оценивается по формуле:

Р_г ≈ ρ_г.п+жgН, (1.2)

где ρ_г.п+ж – средняя плотность горной породы и насыщающей её жидкости, кг/м³; g – ускорение силы тяжести, м/с².

Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы, стремиться её уплотнить. С увеличением глубины уплотняющее давление (Р_упл) растёт. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового давления в процессе разработки залежи:

Р_упл= Р_г – Р_пл (1.3)

Температурный режим нефтяных месторождений– важный фактор, влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов (например, вязкость), растворимость газа в нефти и разработку месторождений.

Повышение температуры происходит закономерно с глубиной. Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом. Известно, что при погружении в глубину горных пород температура возрастает примерно на 1^оС на каждые 33 м. Величина градиента зависит от состава пород, фильтрации термальных вод, абсолютной глубины, химико-минералогических явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений величина геотермического градиента колеблется на 10-60 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического градиента (около 25-35 м) тяготеет к "горячим" районам. Значения пластовых температур для нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30^о до 67^о С.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Основные коллекторские свойства горных пород вмещать (ёмкость коллектора, обусловленная пористостью горной породы) и пропускать (фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

• гранулометрическим (механическим) составом пород;

• пористостью;

• проницаемостью;

• насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

• удельной поверхностью;

• капиллярными силами;

• механическими свойствами;

• тепловыми свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.