1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.

Припятский прогиб расположен между Белорусской и Воронежской антеклизами и разделяющей их Жлобинской седловиной на севере и Украинским щитом на юге и включает Припятский грабен (палеорифт) и Северо-Припятское плечо. Он протягивается в запад - северо-западном, близком к широтному, направлении на 280 км и имеет ширину до 150 км. От Украинского щита прогиб отделен Южно-Припятским краевым разломом, представляющим собой зону сбросов обшей амплитудой по поверхности фундамента до 2 - 4 км. Северной границей прогиба на западе и грабена на востоке является Северо-Припятский краевой разлом, состоящий из серии кулисообразно подставляющих друг друга разрывов типа сбросов с суммарной амплитудой до 2 - 3,5 км. На востоке северной границей Припятского прогиба служат Жлобинский и Малиновско-Глазовский разломы, отделяющие Северо-Припятское плечо от Жлобинской седловины. Полесская седловина отделяет Припятский прогиб от Подлясско-Брестской впадины на западе, а Брагинско-Лоевская седловина - от Днепровско-Донецкого прогиба на востоке (рис.1.11).

Припятский прогиб выполнен мощной толщей осадочных и частично вулканогенных образований, которые представлены породами верхнего протерозоя, девона, карбона, перми, а также мезозоя и кайнозоя.

Припятская нефтеносная область является составной частью Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции. В тектоническом отношении эта провинция представляет собой авлакоген, протягивающийся от складчатых сооружений Донбасса (Украина) до Микашевичского выступа фундамента (Беларусь). Размеры авлакогена 1100x150 км, он состоит из двух крупных структур: Припятского прогиба и Днепровско-Донецкой впадины, разделенных Брагинско-Лоевской седловиной.

Рис.1.11. Припятский нефтегазоносный бассейн

Припятский прогиб выполнен дислоцированными отложениями верхнего протерозоя, среднего и верхнего девона, карбона и слабодислоцированными породами перми и мезо-кайнозоя.

Промышленная нефтеносность связана с подсолевыми терригенными (вильчанская серия венда, полоцкий и ланский горизонты среднего и верхнего девона) и карбонатными (саргаевский, семилукский, воронежский горизонты), межсолевыми (задонский, елецкий, петриковский горизонты) и верхними солевыми (лебедянский и стрешинский горизонты) отложениями верхнего девона. Большинство месторождений группируются в зоны нефтенакопления и связаны с несогласными листрическими разломами мантийного и сопутствующими им несогласными сбросами более мелкого заложения.

Залежи нефти связаны: 1) с зонами приразломных поднятий в пределах поднятых и опущенных крыльев крупноамплитудных разломов; 2) с приразломными ловушками поднятых крыльев малоамплитудных разломов на склонах тектонических ступеней; 3) с зонами приразломных поднятий в пределах бортовых уступов; 4) с участками фациального замещения пород.

Из десяти зон промышленного нефтенакопления 9 располагаются в Северной зоне ступеней.

Припятский прогиб выполнен мощной толщей осадочных и частично вулканогенных образований, которые представлены породами верхнего протерозоя, девона, карбона, перми, а также мезозоя и кайнозоя. Верхнепротерозойские отложения достаточно широко развиты на территории региона, занимая около 65—70% его площади и связаны в основном с Волынско-Оршанским (Пра-Оршанским) палео-прогибом. На юго-востоке Припятского прогиба они отсутствуют. Среди верхнепротерозойских отложений выделяются среднерифейские и вендские. Средний рифей  белорусская (полесская) серия  сложен красноцветными и пестроцветными мелко- и среднезернистыми песчаниками и песками полевошпатово-кварцевого состава с редкими прослоями алевролитов и глин. В венде, представленным отложениями вильчанской, волынской и валдайской серий, развиты такие характерные породы, как тиллиты  древние морены покровного материкового оледенения и вулканические туфы и туффиты основного состава.

Девонские отложения в пределах прогиба распространены повсеместно. Они слагают основную часть разреза платформенного чехла, достигая в мощности 4000 м, и со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на выветрелых породах фундамента, а на западе региона  на образованиях верхнего протерозоя. На территории Припятского прогиба девонские отложения представлены образованиями среднего (эйфельский и живетский ярусы) и верхнего (франский и фаменский ярусы) отделов, слагающими подсолевые терригенную и карбонатную, нижнюю соленосную, межсолевую, верхнюю соленосную и надсолевую толщи.

В составе отложений эйфельского яруса в Припятском прогибе выделяются породы пярнуского и наровского горизонтов. Осадки пярнуского горизонта залегают трансгрессивно на различных породах верхнего протерозоя или фундамента. Сложены они в основном кварцево-полевошпатовыми песчаниками с редкими прослоями алевролитов и глин, приуроченных преимущественно к верхней части разреза. Толщина отложений весьма изменчива, составляет чаще всего 13  20 м.

Образования наровского горизонта представлены карбонатно-глинистыми породами с прослоями сульфатных и терригенных. Толщина их изменяется от 18 до 106 м. В породах содержатся остатки брахиопод, остракод, филлопод, обломки ихтиофауны, водоросли и споры. По литологическому составу и геофизической характеристике пород горизонт подразделяется на две части: нижнюю и верхнюю. В нижней преобладают доломиты и глины доломитовые, содержащие прослои ангидритов, песчаников и алевролитов. В северной части Припятского прогиба в пределах Мармовичской, Вишанской, Сосновской, Кормянской, Моисеевской, Березинской и других площадей в этих отложениях развит пласт каменной соли толщиной до 16 м. Верхняя часть горизонта сложена серыми и зеленовато-серыми глинами, часто доломитовыми с прослоями мергелей и глинистых доломитов, реже известняков.

Отложения живетского яруса представлены породами староосколъского горизонта, которые сложены пестроцветными песчаниками, песками, алевролитами, глинами, доломитами и доломитовыми мергелями. Толщина отложений горизонта 45  150 м. Выше по разрезу залегают отложения франского яруса в составе пашийско-кыновского (нижнещигровского), саргаевского (верхнещигровского), семилукского, алатырского, воронежского, евлановского и ливенского горизонтов.

Пашийско-кыновские (нижнещигровские) отложения сложены преимущественно кластогенными породами. В их составе выделяются две пачки: нижняя сложена в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с редкими прослойками глин и доломитовых мергелей, а верхняя — глинами с прослоями алевролитов и песчаников. В породах содержатся растительные остатки, брахиоподы, филлоподы, остракоды, обломки рыб и споры. Толщина отложений 28—85 м. Пашийско-кыновскими образованиями завершается разрез подсолевого терригенного комплекса.

Отложения саргаевского (верхнещигровского) горизонта сложены в основном карбонатными породами — трещиноватыми и кавернозными, часто доломитизированными, органогенными известняками и доломитами с прослоями мергелей. Толщина отложений 30  45 м.

Семилукские образования представлены известняками и вторичными доломитами. Среди известняков верхней части разреза широко распространены светлоокрашенные (до белых) органогенно-детритовые разности с кораллами (табуляты и ругозы). Толщина отложений изменяется от 0 до 36 м и зависит от глубины размыва их во время предворонежского перерыва в осадконакоплении.

К алатырскому горизонту в Припятском прогибе относится пачка преимущественно глинистых пород (речицкие слои по В. К. Голубцову), трансгрессивно залегающая на подстилающих семилукских отложениях. Толщина ее изменяется от нескольких метров (Вишанская, Мармовичская площади и др.) до 55 м (Вышемировская площадь). На западе региона отложения этой пачки отсутствуют. Разрез алатырского горизонта сложен серовато-зелеными и бурыми глинами и мергелями с прослоями доломитов и известняков. Они содержат алатырско-нижне-воронежский комплекс брахиопод со специфической, свойственной только этой части разреза ассоциацией остракод, а также остатки рыб и спорово-пыльцевой комплекс, характерный для ленинских и алатырских отложений центральных районов Восточно-Европейской платформы.

Отложения воронежского горизонта, толщина которого изменяется от 15  30 до 100  130 м, закономерно увеличиваясь в восточном направлении, представлены органогенными известняками, мергелями, доломитами, глинами с прослоями ангидритов, алевролитов, туфогенных и других пород. На крайнем северо-западе воронежские отложения сложены доломитами. В восточной части прогиба в значительном количестве присутствует вулканогенный материал. На севере, в пределах Городокско-Хатецкой ступени, в воронежских отложениях вскрыты прослои каменной соли.

Воронежские отложения перекрываются образованиями евлановского горизонта, толщина которого колеблется от 0 на западе до 120 м и более на востоке. Разрез горизонта представлен в основном мергелями и глинами с прослоями глинистых известняков, доломитов, песчаников и ангидритов. Существенно повышается содержание мергелей, сульфатных пород и глин. В восточной части прогиба в породах присутствует вулканогенный материал. Этими отложениями завершается разрез подсолевой карбонатной толщи.

Выше по разрезу расположена нижняя соленосная толща (верхне-франекая соленосная формация) евлановско-ливенокого возраста. Сложена она чередующимися пластами каменной соли, глинистых и сульфатно-карбонатных пород.

Межсолевые фаменские (в основном задонские и елецкие) отложения широко распространены в прогибе и отсутствуют лишь в узких зонах, в плане обычно совпадающих с участками сочленения структур второго порядка. Толщина их изменяется в весьма широких пределах  от нескольких десятков метров до 1100 м. Максимальные мощности наблюдаются в краевых частях на севере и юге прогиба, а также на западе, в районе Южно-Залесской и Туровской площадей. Область минимальных толщин (обычно 150  300 м) приурочена к центральной части региона. В районе Солигорска толщина задонско-елецких отложений составляет 50  120 м.

В зависимости от литологических особенностей пород выделяется семь литолого-фациальных зон. На юге прогиба (первая зона) преобладают песчаники, алевролиты, аргиллитоподобные глины и мергели. В пределах этой зоны среди отложений задонского возраста развит пласт каменной соли толщиной до 11 м. Вторая зона, приуроченная к юго-западной части прогиба, характеризуется преобладанием в разрезе известняков и мергелей. В периферических частях, особенно на юге и западе, увеличивается содержание аргиллитоподобных глин, прослоев алевролитов и песчаников. Широко распространены водорослевые разности карбонатных пород, сложенные онколитами гирванелл, коактилумов, унгдарелл. Центральную часть прогиба занимает третья зона, сложенная относительно глубоководными аргиллито-мергельными породами. На долю глинистых мергелей и глин приходится до 85—90% всего разреза толщи. Известняки характерны в основном для нижней части разреза, более широко карбонатные породы распространены на севере и западе. На востоке в верхней части разреза отмечаются прослои туффитов и туфов, а на юге внизу его — прослои алевролитов и алевро-песчаников. В центральной части этой зоны выявлено несколько локальных участков распространения каменной соли. Толщина пласта 2,0  2,5 м (Мозырская скв. 2-р, Прудокская скв. 1-р, Смагловская скв. 1-р и др.). Особенностью отложений этой зоны является широкое распространение тонкослоистых битуминозных пород типа доманика (обычно вверху разреза), обогащенных свободным кремнеземом, и специфический состав органических остатков (радиолярии, аммоноидеи, губки, ребристые остракоды группы энтомозоид и т. д.), характерных для относительно глубоководных бассейнов. Следует отметить, что в елецких отложениях широко развиты процессы окремнения. Содержание свободного кремнезема в них колеблется от 11,30 до 55,16%, в то время как в породах задонского горизонта оно не превышает 10,36%.

Четвертая зона охватывает северную часть прогиба и сложена преимущественно органогенными и хемогенными карбонатными породами. Выделяется несколько полос обильного развития водорослевых известняков, образующих постройки типа биогермов и биостромов. Наиболее широко они распространены вдоль Северо-Припятского разлома и на западе зоны (Калиновская, Северо-Калиновская площади и др.). Здесь развиты органогенные образования как в задонском, так и елецком горизонтах. Пятая зона выделяется в краевой северо-западной части прогиба и представлена прибрежно-морскими образованиями, среди которых преобладают известняки и вторичные доломиты, в подчиненном количестве присутствуют мергели и песчано-алевролитовые породы. Шестая зона расположена на северо-востоке региона и сложена главным образом осадочно-вулканогенными образованиями мощностью до 800 м. В нижней (задонской) части разреза преобладают темно-серые известняки и мергели. Верхняя (елецкая) часть разреза представлена вулканогенными образованиями (вторая вулканогенная толща). Толщина ее составляет 111  604 м. Сложена она в основном туфами разнообразной структуры (от алевритовой до агломератовой). Отмечаются прослои туффитов. В разрезе многих скважин встречаются покровы и потоки лав толщиной до 116 м. Седьмая зона приурочена к Городокско-Хатецкой ступени. Здесь преобладают карбонатные породы с фауной брахиопод, остракод, пелеципод, гастропод и водоросли, образующие различные по мощности прослои онколитовых известняков. Толщина задонско-елецких отложений составляет 312—690 м.

Межсолевые отложения перекрываются верхнефаменской соленосной формацией данково-лебедянского возраста, представленной чередующимися пластами и пачками каменной соли и несоляных пород. Во многих соляных пачках развиты калийные соли. Толщина соленосных отложений колеблется от первых сотен метров до 3 км и более.

Надсолевые девонские отложения почти повсеместно распространены в пределах Припятского прогиба. Возраст их данковский и озерско-хованский. На западе региона они представлены преимущественно карбонатно-глинистыми породами, на юго-востоке  глинисто-песчаными, а на северо-востоке  терригенно-карбонатными с большим количеством вулканогенного материала. В нижней части разреза в виде прожилков, прослоев и гнезд присутствует гипс и гипсоангидритовая порода, а в верхней  прослои горючих сланцев, сапропелевых мергелей и палыгорскитовых глин. Толщина отложений изменяется от нескольких десятков до 1000 м..

Каменноугольные отложения распространены главным образом в восточной, центральной и южной частях прогиба. Они представлены нижним (турнейский, визейский, серпуховский ярусы) и средним (башкирский, московский ярусы) отделами. Полнота разреза и толщина образований (от 0—100 до 500—1000 м) определяются структурными условиями их залегания. Сложены они преимущественно карбонатно-песчано-глинистыми породами.

Выше каменноугольных образований в разрезе платформенного чехла залегают породы перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена и антропогена. Толщина этих отложений обычно составляет 200—500, а на отдельных участках превышает 1000 м. Представлены они преимущественно песчано-глинистыми разностями пород. В отложениях меловой и юрской систем развиты также карбонатные породы (мел, известняк, мергели и др.).

Отложения платформенного чехла Припятского прогиба расчленяются на несколько вертикальных, последовательно сменяющих друг друга в разрезе формационных рядов, образующих отдельные структурные комплексы, которые разделяются региональными перерывами и структурными несогласиями. Эти комплексы в свою очередь расчленяются на этажи и подэтажи. Здесь выделяются катаплатформенный (среднерифейско-нижневендский комплекс) и ортоплатформенные (верхневендско-нижнекембрийский, среднедевонско-среднетриасовый и верхнетриасово-антропогеновый комплексы) структурно-формационные подразделения.

Породы среднерифейско-нижневендского комплекса развиты на большей части территории (за исключением юго-востока), а верхневендский структурный этаж — только на западе региона.

Припятский прогиб выполнен в основном образованиями среднеде-вонско-среднетриасового (герцинского) структурного комплекса, который подразделяется на эйфельско-среднефранский, верхнефранско-каменноугольный и верхнепермско-среднетриасовый структурные этажи.

В объеме эйфельско-среднефранского структурного этажа выделяются формации (снизу вверх): сульфатно-карбонатно-терригенная сероцветная, терригенная пестроцветная и карбонатная сероцветная.

Верхнефранско-каменноугольный этаж охватывает ряд с вертикальной последовательностью формаций: сульфатно-карбонатная сероцветная, соленосная, терригенно-сульфатно-карбонатная сероцветная, соленосная (калиеносно-галитовая), карбонатно-терригенная сланценосная сероцветная, карбонатно-терригенная сероцветная, терригенная каолинитово-угленосная пестроцветная, параллическая карбонатно-терригенная угленосная пестроцветная, карбонатно-терригенная пестроцветная.

На крайнем востоке прогиба развита щелочно-ультраосновная  щелочно-базальтоидная формация, в горизонтальном ряду сопряженная с сульфатно-карбонатной, соленосной, терригенно-сульфатно-карбонатной и калиеносно-галитовой формациями..

В верхнепермско-среднетриасовом структурном этаже обособляется молассоидная пестроцветная формация, состоящая из сульфатно-терригенной пестроцветной, терригенной красноцветной и карбонатно-терригенной пестроцветной субформаций (по материалам РУП «ПО «Белоруснефть»).

Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).

Выделяют три типа карбонатных коллекторов: поровые, трещинные, кавернозные, а также четвертый смешанного характера.

Около половины современных мировых запасов УВ приурочено к карбонат­ным образованиям. Среди них выделяются наилучшие по качеству коллекторы - рифовые сооружения, с которыми связано почти 40% запасов УВ. В Припятском прогибе 95% коллекторов эксплуатируемых месторождений – карбонатные трещинно-поровые

Карбонатные коллекторы отличаются крайней невыдержанностью и зна­чительной изменчивостью свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текс­турным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. Различают первичные и вторичные пустоты.

Первичные пустоты обусловлены упаковкой зерен породы при их отложении, наличием пустотелых компонентов (раковины).

Вторичные изменения (выщелачивание, доломитизация, перекристаллизация, трещинообразование и др.). При перекристаллизации происходит существенное изменение структуры и текстуры пород. Этот процесс направлен в сторону увеличения размеров кристаллов. Рост кристаллов способствует образованию микротрещин. Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (доло­митизация).

Выщелачивание приводит к развитию карстообразования. Доломитизация (и обратный процесс) являются вторым фактором при формировании коллекторов. В условиях повышенных температур растворы теряют магний, обменивая его на кальций вмещающих пород. Общий объем породы сохраняется, а пустотность в ней за счет доломитизации повышается. Обратный процесс раздоломичивания распространен в приповерхностных условиях. Наиболее активно он проходит в разрезах, где доломиты содержат прослои сульфатов. Однако перенос сульфатов водами нередко приводит к ухудшению качества коллекторов. Рассматриваемые явления приводят к переотложению карбоната кальция и возникновению непроницаемых частей пласта. В Припятском прогибе это явление встречено на Речицком месторождении, где в семилукских отложениях зона ВНК явилась зоной кольматации, препятствующей разработке месторождения.

Таким образом, в карбонатных породах формирование коллектора происходит как на стадии накопления осадочного материала, так и на стадиях диагенеза, катагенеза, тектогенеза.

К терригенным коллекторам относятся обломочные породы. Они могут быть как рыхлыми, так и сцементированными. Обломки могут быть окатанные и не окатанные, с размерами зерен от 0,1 до 200 и более миллиметров. Обломочные породы представляют собой хорошие коллекторы.

Из терригенных пород-коллекторов наиболее распространены пески и песчаники. Для коллекторских свойств большое значение имеет структура породы: зазубренность зерен, ступенчатая поверхность граней. Перенос обломков породы приводит к их дроблению, окатыванию, растворению, рассортировке по размеру и плотности, изменению состава минералов. Породы из более крупнозернистых и окатанных зерен обладают высокими коллекторскими свойствами.

После отложения осадка дальнейший процесс диагенеза и катагенеза приводит к сокращению порового пространства, идут процессы уплотнения, цементации, растворения, разложения минералов, новое минералообразование, перекристаллизация.

Самыми распространенными терригенными коллекторами являются породы с межзерновым поровым пространством, но выделяются достаточно часто трещинно-поровые и кавернозно-поровые. В Припятском прогибе имеют распространение все виды коллекторов.

Классификация терригенных коллекторов отражает их фильтрационно-ёмкостные свойства. Выделяются три типа порового пространства: коллекторы свободно-поровые, цементно-поровые, реликтово-поровые.

Свободно-поровые коллекторы находятся на небольших глубинах, процессы переуплотнения и отжатия вод незначительны. Породы обладают высокой пористостью и проницаемостью.

Цементно-поровые коллекторы образуются при средней и глубокой стадии преобразования породы. Поровое пространство в значительной степени занято цементом, поры мелкие.

Реликтово-поровые коллекторы развиты в нижней зоне катагенеза. В связи с большим давлением минеральный скелет породы перестраивается, начинает развиваться мелкая трещиноватость на фоне уничтожения межзерновой пористости. Большое значение приобретает формирование вторичной пористости вследствие процессов растворения и перекристаллизации.

К нетрадиционным коллекторам относятся коллекторы в глинистых, кремнистых и магматических породах, корах выветривания.

Глинистые коллекторы. Глинистые породы в разрезе как покрышки работают до определенных глубин, ниже которых они теряют свои экранирующие свойства, превращаясь в коллекторы. Это связано с глубокой перестройкой их минеральных и органических составных частей. Глины на значительных глубинах обладают пониженной плотностью (2,23-2,4 г/см³) и пористо­стью 5,8-10%, в то время как в глинах, перекрывающих толщу, те же свойства характеризуются параметрами 2,6-2,7 г/см³ и 4-4,2%.

Возникновение пустот в гли­нистых породах связано с разуплотнением глин и преобразованием находящегося в них глинистого вещества. Возникающие газообразные продукты при образовании УВ повышают внутрипоровое давление, расширяют пустоты. Подтоки флюидов по разломам из более глубоких гори­зонтов способствуют созданию зон АВПД и увеличению температуры, что, в свою очередь, усиливает преобразование ОВ. Лучшие притоки нефти получают из глинистых коллекторов в зонах разломов.

Кремнистые коллекторы также относятся к нетрадиционным. Кремнистые породы - силициты образуются чаще всего на кон­тинентальных окраинах активного типа.

Возникновение разных типов кремнистых пород из первично орга­ногенных кремнистых осадков связано с постседиментационным пере­распределением кремнезема, изменением его минеральной формы и перестройкой структуры осадка, а затем и породы. Дальнейшая перекристаллизация ведет к образованию халцедон-кварцевых пород (кремней), в которых развивается интенсивная микротрещиноватость.

B вулканогенных и глубинных магматических породах коллеторские свойства возникают в результате вторичных преобразований. Они могут затронуть любые разности пород.

Эффузивные породы в районах актив­ной гидротермальной деятельности подвергаются выщелачиванию за счет чего образуются высокопористые разности. Широко развитые в прогибах вулканических поясов туфы и туфогенные породы подвергаются преобразованиям, за счет которых возникает вторичная пористость.

Коллекторы кор выветривания. Нефтеносные коры выветривания встречены в Предкавказье, Западной Сибири, Днепровско-Донецкой впадине. Их мощность может достигать десятки метров. В корах выветривания выделяются зоны гидролиза, выщелачивания, дезинтеграции, в связи с различием геохимических процессов по глубине. Зона дезинтеграции характеризуется пористостью, достигающей 15 %, зона выщелачивания - до 20 %. В верхней зоне гидролиза происходят процессы преобразования минерального состава и структуры первичных пород. Основой породы являются гидрослюды и каолинит. Зона гидролиза может при уплотнении преобразоваться в зону покрышек.

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

В таблице 1.1 представлена классификация коллекторов нефти и газа.

Таблица 1.1 Классификация коллекторов нефти и газа (Котяхов Ф.И., 1969)

Тип коллектора	Критерий классификации
Трещинный	Sв= 1;mк= 0
Кавернозный	Sв= 1;mт= 0
Каверно-трещинный	Sв= 1;Nик>Nит
Трещинно-каверновый	Sв = 1; Nит > Nик
Поровый	mк = 0; mт = 0; Sв < 1 или mп>> mк + mт Nип >> Nик + Nит
Трещинно-поровый	Sв < 1; Nит > Nип; mк = 0
Порово-трещинный	Sв < 1; Nип > Nит; mк = 0
Порово-каверновый	Sв < 1; Nип > Nик; mт = 0
Каверново-поровый	Sв < 1; Nик > Nип; mт = 0
Каверново-трещинно-поровый	Sв < 1; Nик > Nип + Nит
Порово-трещинно-каверновый	Sв < 1; Nип > Nит + Nик
Трещинно-порово-каверновый	Sв < 1; Nит > Nип + Nик

где: S_в – содержание капиллярно-связанной вды в порах матрицы;

m_к, m_т, m_п – коэффициенты кавернозности, трещиноватости и пористости;

N_ип, N_ик, N_ит – извлекаемые запасы нефти в порах, кавернах и трещинах.

Как видно из таблицы 1.1 к трещинным относятся коллекторы, у которых кавернозность равна нулю, а поры заполнены водой или отсутствуют. Иными словами, к трещинным относятся коллекторы (трещиноватые породы), в которых нефть и газ содержатся только в трещинах: граниты, кварциты, метаморфические сланцы, карбонатные отложения в осадочном комплексе.

К чисто каверновым коллекторам относятся те, у которых трещиноватость равна нулю, а пористая часть матрицы полностью насыщена водой, то есть в которых нефть или газ содержатся только в кавернах. Другие типы коллекторов характеризуются соответствующими критериями классификации (табл.1.1.).

Пористость горных пород

Наличие пустот в горной породе определяет ее пористость. Первичные поры возникают при образовании горной породы, вторичные поры – в результате механического, химического, тектонического, теплового и т. д. воздействия на породу. По величине поровых каналов породы подразделяют: на сверхкапиллярные – размер каналов больше 0,5 мм; капиллярные – 0,5–0,0002 мм (0,2 мкм); субкапиллярные – меньше 0,2 мкм. Чем меньше поровые каналы, тем большее оказывается сопротивление движению нефти, воде, газу. При субкапиллярных каналах даже при высокой пористости порода будет непроницаема для жидкости и газа (глина). Поровый состав несцементированных обломочных пород в основном зависит от гранулометрического состава. У грубо-, крупно-, среднезернистых слабосцементированных пород преобладают крупные, близкие по размерам поры. У мелко- и тонкозернистых пород – мелкие поры. У карбонатных пород поровый состав разнообразен. Ракушечник, водорослевые известняки имеют крупные поры. Известняки и доломиты хемогенного происхождения – тонко-, мелко- и среднезернистые. При одинаковых размерах зерен наименьшей пористостью обладают породы с окатанными зернами, наибольшей – с угловатыми и плоскими. Пористость также зависит от укладки зерен, при рыхлой укладке пористость может составлять 48 %, ромбической – 26 %, параллельной – 12 %. Пористость пород, а особенно глин и глинистых, может существенно зависеть и от давления в пласте. Извлечение пород на поверхность Земли приводит к изменению их пористости на 7–50 %, что следует учитывать при сравнении пористости пород, определенной в скважинных условиях и на поверхности Земли.

Пористость породы может быть высокой, но часть пор может иметь замкнутый характер, что исключает возможность передвижения в них жидкости и газа. Возможность передвижения флюидов в порах малого диаметра зависит и от создаваемого градиента давления в породе. В связи с этим различают полную (абсолютную), открытую, эффективную и закрытую пористость.

Полная пористость включает объем всех пор (пустот) в породе как сообщающихся между собой, так и изолированных. Открытая пористость включает объем только связанных между собой пор. Разность между полной и открытой пористостью дает величину закрытой пористости.

Эффективная (динамическая) пористость включает объем только тех пор, по которым происходит движение флюида, без застойных зон при определенном градиенте давления. Динамическая пористость характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих её углеводородов и воды. Величина динамической пористости характеризует извлекаемые запасы углеводородов при вытеснении их водой. Для однофазной системы динамическая и эффективная пористости тождественны.

Коэффициент пористости m определяет отношение объема пор в образце породы V_пор к объему образца. Коэффициент пористости определяется в процентах или долях единицы:

, (1.1)

Соответственно можно определить коэффициент открытой пористости. Однако не все пористое пространство, кроме закрытой пористости, может быть занято нефтью или газом. В связи с этим вводится понятие эффективной (полезной) пористости пласта. В этом случае при расчете коэффициента эффективной пористости от объема пористого пространства образца породы следует вычесть объем закрытой пористости и объем пор занятых остаточной водой.

При динамических нагрузках, создаваемых для движения нефти и газа в пласте в зависимости от перепадов давления, свойства нефти, двух- или трехфазности системы, капиллярных свойств породы и других причин часть нефти может не перемещаться. Для учета и оценки условий, существующих в пласте, вводится понятие динамически полезной емкости коллектора и динамической пористости, рассчитывается коэффициент динамической пористости.

С увеличением глубины определения полная пористость все более и более превышает открытую пористость. Пористость зависит и от литологического состава горных пород. В песках полная и открытая пористость практически равны. В глинах полная пористость велика, а открытая незначительна или даже отсутствует.

Для определения коэффициентов пористости пород используется метод взвешивания в жидкости (обычно керосине) и воздухе образца насыщенного той же жидкостью:

, (1.2)

где P₁ – масса сухого образца в воздухе;

P₂ – масса образца с заполненными керосином порами;

P₃ – масса насыщенного керосином образца в керосине.

Объем образца породы находится по объему вытесненной жидкости, если предварительно насытить образец этой же жидкостью. Иногда применяют парафирование образца или рассчитывают его объем при правильной геометрической форме.

Для определения пористого пространства породы применяются и другие разнообразные методы. Пористая среда содержит поры различного размера. Важно определить изменение объема пор, приходящееся на единицу изменения их радиуса (рис. 1.12.)

Рис.1.12. Дифференциальная кривая распределения пор по размерам

Проницаемость горных пород

Проницаемость характеризует способность пласта пропускать воду, нефть и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Но из-за малых размеров пор, вязкости воды, нефти и газа, адсорбционных свойств породы и других условий породы могут быть слабо проницаемы или непроницаемы. Проницаемость зависит от структурнотекстурных особенностей пласта. Вдоль напластования проницаемость может быть в 3–10 раз выше, чем поперек напластования.

Различают проницаемость абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную. Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость породы для одной фазы, химически инертной к породе. Абсолютная проницаемость определяется пропусканием через породу газа (азота, гелия) или воздуха при известном давлении фильтрата на входе и выходе. Проницаемость одной и той же породы может быть различной для воды, нефти, газа, соответственно для разного фазового состава.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется способность породы пропускать один флюид в присутствии другого. Эффективные проницаемости характеризуются коэффициентами для газа К_пр.г, воды К_пр.в, нефти К_пр.н. Их значения зависят от объемного соотношения компонентов газа, нефти, воды в фильтрующихся смесях.

Исследования показали:

1. При водонасыщенности до 20–50 % К_пр.в для жидкости близок к нулю; вода удерживается и не участвует в фильтрации, а относительная проницаемость для газа будет 0,9–0,98. Из скважины можно добывать чистый газ.

2. При водонасыщенности больше 75–90 % К_пр.г близок к нулю.

3. В зависимости от степени водонасыщенности возможен двух- и однофазный поток.

4. Фильтрация нефти, как однофазной жидкости, возможна только при водонасыщенности меньше 10 %.

5. Значение К_пр.в в основном определяется К_в и практически не зависит от соотношения в породе-коллекторе нефти и газа.

6. При газонасыщенности песчаных пород до 10 %, а известняков до 30 %, газ остается неподвижным, ухудшаются условия и для фильтрации нефти и воды. Выделяющийся в пласте газ при снижении давления оказывает отрицательное влияние на фильтрацию нефти.

Относительная проницаемость пористой среды определяется отношением ее эффективной проницаемости к абсолютной, для данной фазы. Проницаемость горных пород определяют по закону Дарси. Скорость фильтрации ν пропорциональна коэффициенту проницаемости породы К, градиенту давления Δp и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости μ и длине пористой среды L:

_{, (1.3)}

Скорость фильтрации определяется также отношением объема расхода жидкости в единицу времени Q к площади фильтрации F. Единица проницаемости – дарси (Д), ее тысячная доля – миллидарси (млД). Пористая среда обладает проницаемостью 1 дарси для однофазного флюида с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающего пористую среду при фильтрации через нее со скоростью 1 см/с (расход 1 см³/с) при площади поперечного сечения 1 см² и градиенте давления 1 атм (1 Д = 10^-12 м² ).

В системе СИ за единицу проницаемости принимают 1 м². При фильтрации через образец площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па · с составляет 1 м³/с. Линейный закон фильтрации жидкости является идеальным случаем из общей закономерности фильтрации. Он нарушается в связи с изменением скорости фильтрации, размеров и конфигурации пор, зерен, состава породы, свойств жидкости и других условий. Для нефти и газа нарушение линейного закона фильтрации обычное явление, которое обусловлено различным фазовым составом потока, его физическими свойствами, свойствами пористой среды, насыщенностью среды водой и т. д. Для анализа проницаемости среды пользуются зависимостями относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами. По таким зависимостям делают выводы о притоках нефти, воды и газа в скважину, определяют дебит скважины и решают технические задачи эксплуатации месторождений.

Пористые среды содержат определенное количество воды, т. е. обладают влажностью и характеризуются влагоемкостью. Влагоемкость – способность породы удерживать то или иное количество влаги.

Полная влагоемкость – способность пород удерживать максимально возможный объем воды V_в на определенный объем сухой породы V_п. Установлено, что если в песке содержится до 20 % воды, то она остается неподвижной, т. к. удерживается в мелких и тупиковых порах и в виде пленок. Объем удерживаемой воды может превышать объем сухой породы.

На границе вода–порода протекают электрохимические процессы. По обе стороны создается двойной электрический слой (ДЭС) – особое распределение электрических зарядов в приграничных областях соприкасающихся фаз. Двойной электрический слой может быть ионным, адсорбционным, ориентационным. В двойном электрическом слое свойства воды отличаются от её свойств в свободном пространстве. Эта вода в два раза плотнее свободной, имеет большую вязкость, упругость, меньшую электропроводность, замерзает при температуре –20 °C, а в монтмориллоните – при –193 °C. Фазовая проницаемость для нефти в таком пласте, после начала увеличения водонасыщенности, быстро уменьшается. Это значит, что

обводнение пласта, проникновение в него бурового фильтрата приводит к уменьшению относительной проницаемости пород для нефти и понижению дебита скважин. Фильтраты специально не обработанного бурового раствора прочно удерживаются породой, и удаление их затруднено.

Рис. 1.13. Относительная проницаемость песка для нефти и воды

Из рис. 1.13 следует, что при водонасыщенности породы более 75 %, относительная проницаемость для нефти снижается до нуля. При низкой водонасыщенности до 10 % относительная проницаемость породы для нефти составит около 0,8. Увеличение содержания жидкости в породе до 50 % от объема пор почти не влияет на фильтрацию газов. Газонасыщенность песка и песчаника более 10 %, известняка более 30 % приводит к ухудшению фильтрации жидкости и значительному снижению для нее относительной проницаемости среды. Свободный газ, выделяющийся из песка в породу, уменьшает фильтрационные свойства среды для нефти (рис. 1.14).

Рис. 1.14. Зависимость относительных проницаемостей

для жидкости и газа от водонасыщенности:

а – песчаник; б – известняк и доломиты

Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами, возможно одно-, двух- и трехфазной движение. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис.1.15).

На рис.1.15 нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%. Кривая 2 – с содержанием в потоке 5 % нефти и кривая 3 – с содержание в потоке 5 % газа. Вершины треугольника отвечают 100% насыщению породы одной из фаз. Стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, обозначают нулевое насыщение этой фазой.

Рис.1.15. Области распределения одно-, двух- и трехфазного потоков

Кривые линии ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке практически будет содержаться одна вода.

Область существования трехфазного потока (заштрихованная, центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом – от 14 до 30%. Для других пород эти пределы могут быть несколько отличными.

Левереттом предложена для всех пород функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности с учетом проницаемости и пористости (рис. 1.16, 1.17):

_{, (1.4)}

где θ – угол смачивании;

σ – поверхностное натяжение;

Р_к – капиллярное давление;

k – проницаемость;

m – пористость.

Установлено, что не во всех породах выполняется функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, т. е. она не является универсальной. Распределение пор по размерам исследуется методом вдавливания ртути в пористый образец. Давление в камере, куда помещены породы, постепенно повышают, одновременно регистрируя объем вдавленной ртути. Ртуть вдавливается, преодолевая капиллярное сопротивление менисков ртути, которое зависит от размера пор. Применяется и метод центробежного удаления жидкости из породы. Породу помещают в центрифугу и изучают зависимость вытекающего объема жидкости из породы при соответствующей скорости вращения, которая обуславливает центробежную силу, создающую капиллярное давление. Устанавливается зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность пор жидкостью». Эта зависимость используется для оценки остаточной водонасыщенности пород и изучения переходной зоны «нефть–вода», «вода–газ» (рис. 1.16).

Рис. 1.16. Зависимость Рис. 1.7. Функция Леверетта

«капиллярное давление – для песчаника

водонасыщенность