- •Введение
- •1. Предмет и задачи геологии нефти и газа
- •2. Гипотезы происхождения нефти
- •3. Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары
- •4. Коллекторы и покрышки нефти и газа
- •5. Ловушки и залежи нефти и газа
- •6. Месторождения нефти и газа, зона нгн и нгб
- •7. Распределение нефти и газа в земной коре
- •8. Поисково–разведочные работы на нефть и газ
- •9. Ресурсы и запасы нефти и газа
- •Заключение
- •Литература
- •Оглавление
4. Коллекторы и покрышки нефти и газа
Коллекторы нефти и газа – породы способные вмещать подвижные флюиды (воду, нефть или газ), фильтровать их при перепаде давления и отдавать их при разработке.
Основное свойство пород–коллекторов – наличие пустотного пространства, которое может быть представлено:
порами; кавернами; трещинами; биопустотами (раковины, отмершие организмы в рифтовых известняках).
Пустоты подразделяются по размерам и видам:
субкапиллярные – 0.005 мм и менее (жидкость в виде пленок и практически не движется)
капиллярные 0.005 – 0.1 мм на перемещение действуют силы капиллярного воздействия
сверхкапиллярные >0.1 мм движение жидкости под действием силы тяжести.
Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе. Пористость называется межзероновой матрицей.
Каверны – это пустоты возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания какого–либо минерала и (или) их перекристаллизации. Особенно каверны характерны для карбонатных пород, а их размеры различны. В отличие от пор в них не проявляются капиллярные силы.
Трещины – это совокупность разрывов, рассекающих горные породы, они разрывают сплошность горных пород. Выделяются две группы: литологические (диагенетические и катагенетические) и тектонические (дизъюнктивы) трещины. По протяженности и раскрытости бывают микротрещины (<0.1 мм) и макротрещины (>0.1 мм). Пустоты могут быть изолированными или объединены в общую систему каналами с разной протяженностью, сечением или формой. Все эти параметры или емкостно–фильтрационные свойства зависят от многих условий: состава пород; формы и размера зерен; характера их укладки; наличие, вида, состава и свойства цемента и др.
В соответствии с видами пустот коллектора бывают: поровые, каверновые, трещинные, смешанные.
Типы коллекторов различают по составу: терригенные и карбонатные, а также глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические. Терригенные коллектора занимают главное место, в них заключено 55 млрд. т разведанных запасов, что составляет 75 %. Емкостно-фильтрационные свойства их весьма разнообразны, так пористость в среднем составляет 15-20%, а коэффициент проницаемости десятки и сотни миллидарси. Карбонатные коллектора заключают ≈ 45% мировых запасов нефти и 25% запасов газа. В карбонатных коллекторах преобладают кавернозные и трещинные типы пор. Глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические коллектора можно отнести к нетрадиционным, в которых преобладают трещинные и порово- трещинные пустоты. Такие коллектора в баженовской карбонатно-глинисто-кремнистой толще верхней юры Западной Сибири с содержанием Сорг в аргиллитах до 8%.
Емкостно-фильтрационные свойства породы характеризуются основными параметрами – пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью.
Пористость это отношение объема пустот к общему объему породы. Различает 3 вида пористости:
Общая пористость (полная, абсолютная) объем всех пустот породы, включая поры, каверны и трещины, связанные и несвязанные между собой. Коэффициент Коп = Vп / V – где Vп объем пустот, V объем породы.
Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину изолированных пор. Определяется при помощи насыщения высушенной породы керосином. Много изолированных пор в известняках, доломитах и туфах. Разница между общей пористостью и открытой пористостью увеличивается в ряду песок–песчаник–алевролит. Коэффициент используют при подсчете запасов.
Эффективная пористость (динамичная, полезная) пористость – объем нефтенасыщенной части свободного пустотного пространства. Используется при подсчете запасов.
Величина пористости зависит от формы, укладки, сортировки зерен и не зависит от их размеров. Так для очень хороших сортированных песков Кп = 43 %; а нижней предел Кп 6–8%, ниже порода уже не коллектор. Суммарный объем трещинных пустот невелик – 0.1–1% (иногда 2–3%), но он оказывает существенное влияние на фильтрационные свойства.
Проницаемость – свойства коллектора пропускать (фильтровать) жидкости и газ при перепаде давления. Различают абсолютную проницаемость, измеренная при прохождении через породу флюида любого фазового состава в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом, и фазовую (или эффективную)проницаемость, определенная по какому–либо флюиду в присутствии другого флюида. Например через водонасыщенную породу проходит газ или нефть.
Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, к абсолютной, в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.
Абсолютная проницаемость определяется по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации (объем проницаемости веществ) в нормальной среде при струйном ламинарном потоке прямо пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости. Измеряется в дарси (Д) или миллидарси (мД). Порода, обладающая проницаемостью в 1 Д, если однофазный флюид вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см3/с при площади поперечного сечения 1 см2 и перепаде давлений 1 атм. В международной системе СИ 1мД=10-15 м2.
Флюидоупор – породы плохо проницаемые для воды, нефти и газа, способные играть роль изолирующих (экранирующих) разделов. Литологическое тело (пласт, пачка, свита), расположенное над коллектором нефти (газа) и препятствующее фильтрации УВ из коллектора в верхние горизонты, называется покрышкой. Наличие покрышки (флюидоупора) является необходимым условием существования нефтяных и газовых залежей. Чем ниже проницаемость покрышки и выше ее пористость, тем лучше ее экранирующие свойства.
Роль покрышек могут выполнят: глины, аргиллиты, глинистые известняки, соли, гипсы, ангидриты. По надежности покрышки стоят: соль→ ангидрит → глины → глины → песчано-алевролито-глинистая масса. Надежность экранов определяет содержание залежи (нефть, газ). По разным признакам существуют разные классификации покрышек (флюидоупоров).
По площади распространения :
региональные (сотни, десятки тыс. км2) – имеют широкое площадное распространение, большую мощность, выдержанный литологический состав;
зональные (1–10 тыс. км2) меньшая мощность и площадь;
локальные (сотни км2) как правило одно или несколько месторождений.
По литологической характеристике:
глинистые,
соленосные,
карбонатные,
магматические,
многолетнемерзлые породы.
По степени однородности:
однородные,
неоднородные.
Глинистая покрышка – наиболее часто встречаемый тип флюидоупоров. Экранирующая способность глин зависит:
от состава глинистых минералов → каолинит (наибольшая проницаемость) → монтмориллонит (наименьшая проницаемость);
физико–химических свойств – прежде всего речь идет о плотности пород, т.к. с ее увеличением проницаемость снижается;
гранулометрический состав – степень неоднородности – песчано–глинистые прослои – состав цемента;
мощность покрышки (Уренгой залежь 176 м, а покрышка 600 м);
трещиноватость и вторичные изменения;
с подсолевыми отложениями связаны крупные месторождения нефти и газа (сульфатно–карбонатные покрышки);
соленосные породы – галит, сильвин, ангидрит, гипс – на разных стратиграфических уровнях – в разных регионах мира (Вуктыльское, Оренбургское).
Соль – высоко-пластичная порода – надежно экранируют, но прослои глинисто-алевритовых пород снижают экранирование, ангидрит и гипс менее надежный флюидоупор.
Карбонатные покрышки – представлены в основном пелитоморфными, мелкозернистыми известняками и доломитами.
Криогенные покрышки. Их образование связано с многолетнемерзлыми породами в приполяных широтах (север Архангельской обл., Сибири, США, Канады и в Гренландии).
«Ложная» покрышка или полупокрышка – пласт слабопроницаемой породы, экранирующий не промышленную залежь, а лишь её промежуточный пласт с крайне низкой емкостью пород и при этом с высокой трещиноватостью.
Классификация коллекторов
Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством — это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных пород встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернознопоровые разности (в том случае, если часть зерен сравнительно легко растворяется).
В практическом смысле можно классифицировать коллекторы по емкостным и фильтрационным способностям. Одна из первых классификаций по этому принципу в нашей стране была создана П.П. Авдусиным и М,А. Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величина эффективной пористости. Всего было выделено пять классов: А — с эффективной пористостью более 20%; В — 15 — 20%; С — 10 — 15%; D — 5 — 10%; Е — менее 5%. Каждый из классов по степени сложности строения порового пространства, находящей отражение в гидравлической характеристике (Ф) (более высокие значения были у поровых каналов изометрических очертаний в поперечных сечениях), подразделяется на три группы: 1) Ф > 0.25, хорошо проницаемые коллекторы, допускающие значительные скорости фильтрации; 2) Ф = 0.1 — 0.25, среднепроницаемые коллекторы, со средней скоростью фильтрации; 3) Ф < 0.1, слабопроницаемые коллекторы с незначительной скоростью фильтрации. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова выделили классы без указания типов пород; в классификации не приводятся также величины проницаемости. В настоящее время наиболее широко применяется классификация А.А. Ханина (ВНИИГАЗ).
Классификация терригенных коллекторов (Ханин, 1976)
Класс коллектора |
Название породы |
Эффективная пористость, % |
Проницаемость по газу, мД |
Характеристика коллектора по проницаемости и емкости |
I |
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый |
>16.5 >20 >23.5 >29 |
>1000 >1000 >1000 >1000 |
Очень высокая Очень высокая Очень высокая Очень высокая |
II
|
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый |
15–16.5 18–20 |
500–1000 500–1000 |
Высокая Высокая |
III
|
Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый |
21.5–23.5 26.5–29 11–15 14–18 16.8–21.5 20.5–26.5 |
500–1000 500–1000 100–500 100–500 100–500 100–500 |
Высокая Высокая Средняя Средняя Средняя Средняя |
IV
|
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый |
5.8–11 8–14 10–16.8 12–20.5 |
1–100 1–100 1–100 1–100 |
Пониженная Пониженная Пониженная Пониженная |
V
|
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый |
0.5–5.8 2–8 3.3–10 3.6–12 |
1–10 1–10 1–10 1–10 |
Низкая Низкая Низкая Низкая |
VI
|
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый |
<0.5 <2 <3.3 <3.6 |
<1 <1 <1 <1 |
Весьма низкая, обычно не имеет практического значения |
Анализ большого фактического материала позволил А.А. Ханину установить зависимость между величинами полезной емкости и проницаемости для отдельных групп коллекторов, выделяемых по гранулометрическому составу (среднезернистые и мелкозернистые песчаники, алевролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции и с преобладанием мелкоалевритовой фракции). На основе анализа построения кривых было выделено шесть классов коллекторов (I, II, Ш, IV, V, VI) с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД, от 1000 до 500, от 500 до 100, от 100 до 10, от 10 до 1 мД и менее. Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к VI классу с проницаемостью менее 1 мД, обычно в естественных условиях содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения. Сложность изучения коллекторов и множество факторов, влияющих на их свойства, пока не позволяют создать вполне удовлетворительную классификацию.