12. Трещиноватость и кавернозность. Классификация коллекторов.

Коллектором называется преимущественно осадочная горная порода, содержащая нефть, газ или воду, способная отдавать их при разработке залежей. Коллекторами могут быть как карбонатные, так и терригенные породы, в редких случаях вулканогенные и метаморфические. Терригенные коллекторы обычно представлены песками, песчаниками, алевролитами и их разновидностями. В них развит цемент контактного, пленочного, реже базального типов. В основном цементирующим материалом песчаников являются глинистые минералы, кварц, карбонаты. Терригенно-карбонатные породы чаще всего представлены кварцевыми песчаниками, сцементированными базальным карбонатным цементом. Они являются коллекторами в случае развития в них трещиноватости.

К карбонатным коллекторам относятся известняки и доломиты. Среди известняков встречаются хемогенные, органогенные, органогенно-обломочные, реже обломочные разности. Наибольший интерес представляют карбонатные коллекторы вторичного генезиса. Лучшими коллекторскими свойствами обладают доломитизированные известняки и вторичные доломиты, образовавшиеся в результате метасоматоза известняков. Низкопористые карбонатные породы отличаются широко развитой трещиноватостью. Кроме того, для карбонатных пород характерно интенсивное развитие карстовых процессов как на поверхности, так и на глубине, что также способствует сохранению их коллекторских свойств. Коллекторы характеризуются эффективной толщиной, пористостью, проницаемостью и нефтенасыщенностью. Количественная оценка коллекторов определяется их минеральным составом и структурно-текстурными особенностями.

Выделяют три вида коллекторов: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах, а также в терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречаются редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизированных и изверженных породах.

Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация – увеличивающие емкость; перекристаллизация, окременение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость пород колеблется от 10 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16-20%.

В каверновых коллекторах пористость достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1-3%.

13. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пород.

Продуктивные пласты, к которым приурочены залежи нефти и газа, имеют сложное строение, различную толщину и степень расчленения на проницаемые прослои. Они изменяются в пространстве по литолого-петрографическому составу, физико-химическим свойствам, формам залегания углеводородов. Залежь может быть расположена в нескольких стратиграфических горизонтах, гидродинамически связанных между собой единым ВНК. Все эти особенности составляют понятие геологической неоднородности в пределах конкретного месторождения. Неоднородность природных комплексов имеет важное значение для подсчета запасов нефти и газа, составления фильтрационной модели ее с целью проектирования эффективной системы разработки месторождений и достижения максимально возможного коэффициента нефтеизвлечения.

Различают микро- и макронеоднородность продуктивных пород.

Микронеоднородность – это изменение вещественного состава, обусловленного фациальными особенностями формирования пород, структуры и текстуры, глинистости, количества и качества цементации. Все это приводит к формированию коллекторских свойств: пористости, проницаемости, различной степени замещения коллекторов плотными разностями.

Макронеоднородность – изменчивость формы залегания продуктивного пласта. Резкое изменение толщины, расчлененности, прерывистости и локальное залегание в ввиде линз – проявления макронеоднородности. Особенно важно изучение ее на стадии разработки месторождений нефти и газа для правильного расположения добывающих и нагнетательных скважин. Статистическая обработка полученных данных необходима для установления закономерностей изменения показателей микро- и макронеоднородности по площади и разрезу продуктивной толщи. Коэффициент песчанитости (К_пес) – отношение суммарной толщины всех проницаемых прослоев пласта к его общей толщине. Он показывает долю проницаемых прослоев в разрезе продуктивной толщи. Коэффициент расчлененности (К_р) – отношение суммарного числа проницаемых прослоев по всем скважинам к общему числу пробуренных скважин, т. е. среднее количество прослоев на одну скажину. Коэффициент литологической связанности (К_св) – отношение числа скважин, вскрывших монолитный проницаемый пласт (К_р=1), к общему числу пробуренных скважин, т. е. доля скважин, где пласт не расчленен на отдельные проницаемые прослои, совпадающая с общим числом скважин – высшая степень однородности пласта.