ВВЕДЕНИЕ
При решении конкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач - изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств – пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.
При отнесении породы к коллекторам или неколлекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в ее поровом пространстве. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.
Изучению пород-коллекторов нефти и газа и процессов движения через них жидких и газообразных флюидов придается большое значение в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГОРНЫХ ПОРОДАХ
Коллекторами нефти и газа являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке.
Благоприятные условия для накопления и сохранения этих флюидов – это хорошо выраженные коллекторские свойства пород, которые зависят от многих факторов, в том числе от происхождения и последующих изменений (диагенеза и эпигенеза) в течение геологического времени.
Горные породы расчленяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. К изверженным относятся породы, образовавшиеся в результате застывания и кристаллизации магматической массы сложного минералогического состава. К осадочным породам относятся продукты разрушения литосферы поверхностными агентами, мелкораздробленные продукты вулканических явлений и продукты жизнедеятельности организмов. В осадочном комплексе пород иногда встречается и космическая пыль. Однако преобладают в них продукты разрушения литосферы водой, которые достигают областей седиментации в виде обломочного материала различной крупности и в виде водных растворов минеральных солей.
По происхождению осадочные породы делятся на терригенные, состоящие из обломочного материала, хемогенные, образующиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов в результате химических и биохимических реакций или температурных изменений в бассейне, и органогенные, сложенные из скелетных остатков животных и растений. Согласно этому делению, к терригенным отложениям относятся: пески, песчаники, алевриты, алевролиты, глины, аргиллиты и другие осадки обломочного материала; к хемогенным – каменная соль, гипсы, ангидриды, доломиты, некоторые известняки и др.; к органогенным – мел, известняки органогенного происхождения и т.п.
Метаморфические породы являются результатом глубокого физического, а иногда и химического изменения изверженных и осадочных пород под влиянием высоких температур, давлений и химических воздействий. К метаморфическим породам относятся: кристаллические сланцы, кварциты, роговики, скарны и другие, имеющие преимущественно кристаллическое строение.
Таким образом, в одних случаях горные породы имеют в основном слоистое строение, в других – кристаллическое, причем слоистое строение свойственно большинству осадочных пород, а кристаллическое – изверженным, метаморфическим и некоторым хемогенным. Их строением, главным образом, предопределяется распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы нефть, газ и вода могли накапливаться в породе, она должна быть прежде всего коллектором, т.е. иметь определенную емкость пустот в виде пор, каверн или трещин, а для образования промышленных запасов порода должна быть еще и проницаемой. В зависимости от происхождения и строения пород эти свойства могут быть выражены хорошо или плохо. Кроме того, у одних пород преобладающее значение может иметь пористость, у других – кавернозность, у третьих – трещиноватость и т.д. В зависимости от строения пород коллекторские свойства могут изменяться в широких пределах. Вместе с этим могут существенно изменяться и содержащиеся в них запасы нефти, газа и воды.
2. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В МЕСТОРОЖДЕНИИ
Подавляющая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатными породами – известняками, доломитами и др. Небольшое промышленное значение имеют коллекторы, сложенные сланцами и их разновидностями.
Изредка нефть обнаруживается и в трещинах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.
Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Поэтому химический состав пород нефтяных и газовых месторождений может отличаться большим разнообразием компонентов. Основные составляющие песчаных коллекторов и песчаников – зерна кварца, полевого шпата, слюды, глауконита и других минералов.
Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт.
Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, – недостаточное условие существования нефтяной залежи. Нефть в промышленных количествах обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм (рис. 1), удобные для накопления нефти (антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки литологического типа, образовавшиеся вследствие фациальных, изменений пород, окружающих коллектор нефти, и др.).
Рисунок 1 – Антиклинальная складка
Многообразие условий залегания нефти и газа и геологического строения залежей безгранично. Однако большинство из них обладает некоторыми общими чертами строения, характерными для определенных групп месторождений. Это обстоятельство дает возможность учитывать особенности строения залежи и условий залегания нефти в процессах их разработки и эксплуатации.
До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта: температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи, – находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи.
С вскрытием пласта и началом его эксплуатации эти установившиеся условия нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Закономерности движения нефти и газа и изменения всех их параметров зависят не только от условий эксплуатации и разработки залежи, но и от начальных условий пласта. Поэтому изучение особенности строения залежи и условий первоначального залегания нефти и газа чрезвычайно важно для разработки.
Нефть и газ располагаются в залежи обычно соответственно плотностям – в верхней части ловушки залегает газ, ниже располагается нефть и еще ниже вода (рис. 2). В газовой залежи, не содержащей нефти, газ залегает непосредственно над водой.
Рисунок 2 – Пример ловушки нефти и газа
Строение переходных зон от воды к нефти и от нефти или воды к газу весьма сложное. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100% в водоносной части до величины содержания «связанной» воды в повышенных частях залежи. Мощность переходной зоны может достигать 3-5 м и больше.
Коллекторы нефти и газа меняются по минеральному составу и другим физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников и пропластки песка иногда без каких-либо закономерностей переходят в глинистые породы.
В связи с изменением свойств пород по залежи в различных ее частях, не одинакова также и нефте -, водо- и газонасыщенность пород. Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, величина которого растет с глубиной залежи.
Градиент давления, т. е. прирост давления на 1 м глубины, колеблется в значительных пределах – от 6 до 15 кН/м2, а в среднем приближенно принимается равным 10 кН/м2. Давление, под которым находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято называть пластовым давлением.
В газовой залежи оно одинаково по всей площади или же изменяется незначительно. В связи с большей плотностью нефти и воды по сравнению с газом в нефтяном месторождении при значительных углах падения пластов давление в различных частях залежи не одинаково – в сводовых частях оно меньше, в крыльевых больше. По мере извлечения нефти и газа давление в залежах обычно падает, что сказывается на состоянии их содержимого.Так же как и давление, по мере углубления в недра земли возрастает температура. Глубина в метрах, необходимая для повышения температуры на 1 град, называется геотермической ступенью.
Средняя для всех слоев земли величина геотермической ступени составляет примерно 33 м/град. Однако эта величина резко колеблется в различных частях земного шара и даже по вертикали в одних и тех же месторождениях. Следовательно, пластовая температура в различных залежах различна (табл. 2.1.).
Таблица 2.1. Давление и температура в некоторых скважинах.
Место измерения | Глубина скважины, м | Пластовое давление МН/м2 | Пластовая температура, оС |
Супериор, Пасифик-Крик (США) | 95,8 | 154,5 | |
Остров Андрос, Брит. | 4448,5 | 42,1 | 36,7 |
Карадаг, Баку | 38,2 | ||
Пласт XII Ташкалинского месторождения (Грозный) | 17,2 | ||
Жигули, Зольное, пласт Б2 | 11,0 |
Естественно, что столь большие давления и температуры существенно влияют на свойства, а иногда и на качественное состояние пластовых жидкостей и газов. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Такие месторождения называются газоконденсатными.
Физические свойства горных пород в пластовых условиях в связи с высоким давлением также отличаются от их свойств на поверхности. Величина горного давления, обусловливаемого весом вышележащих пород, на глубинах 2000-3000 м достигает 40-65 кН/м2. Горные породы, слагающие пласт, представляют резервуар нефти и газа и служат путями движения их к забоям скважин при эксплуатации месторождения.
3. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
В связи с тем, что емкость пустот пород может изменяться в широких пределах, большое значение приобретает классификация коллекторов, которая по типу коллектора позволяла бы судить об относительных масштабах запах нефти, газа и воды в залежах, о методах их оценки и о способах разработки. Приведем несколько возможных классификаций.
Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.
По этим условиям коллекторы делятся на:
– простые (поровые и чисто трещинные);
– сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные).
Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто объединяют понятием «трещинные коллекторы», подразумевая, что фильтрация в таких коллекторы при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна.
Кроме того, коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллекторы на 5 классов (проницаемость, мкм2): I — более 1; II — 0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001.
По рентабельности промышленной эксплуатации коллекторы делят на эффективные коллекторы и неэффективные.
3.1. Наиболее общая классификация
По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные каверновые известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.
Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости (табл. 3.1). Проницаемость – способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов – поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр):
Кпр= 
Q – объем расхода жидкости в единицу времени;
Δp – перепад давления;
L – длина пористой среды;
F – площадь поперечного сечения элемента пласта;
μ – вязкость жидкости.
Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты. Плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриды и пластичные монтмориллонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.
Таблица 3.1. Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости
Класс коллектора | Название породы | Эффективная пористость, % | Проницаемость, мкм2 |
I-очень высокий | Песчаник среднезернистый | >16,5 | ≥1 |
Песчаник мелкозернистый | >20,0 | ||
Алевролит крупнозернистый | >23,5 | ||
Алевролит мелкозернистый | >29,0 | ||
II-высокий | Песчаник среднезернистый | 15-16,5 | 0,5-1,0 |
Песчаник мелкозернистый | 18-19,0 | ||
Алевролит крупнозернистый | 21,5-23,5 | ||
Алевролит мелкозернистый | 26,5-29,0 | ||
III-средний | Песчаник среднезернистый | 11-15 | 0,1-0,5 |
Песчаник мелкозернистый | 14-18 | ||
Алевролит крупнозернистый | 16,8-21,5 | ||
Алевролит мелкозернистый | 20,5-26,5 | ||
IV-средний | Песчаник среднезернистый | 5,8-11 | 0,01-0,1 |
Песчаник мелкозернистый | 8-14 | ||
Алевролит крупнозернистый | 10-16,8 | ||
Алевролит мелкозернистый | 12-20,5 | ||
V-низкий | Песчаник среднезернистый | 0,5-5,8 | 0,001-0,01 |
Песчаник мелкозернистый | 2-8 | ||
Алевролит крупнозернистый | 3,3-10 | ||
Алевролит мелкозернистый | 3,6-12 | ||
VI-очень низкий, непромыш-ленный | Песчаник среднезернистый | <0,5 | <0,001 |
Песчаник мелкозернистый | <2 | ||
Алевролит крупнозернистый | <3,3 | ||
Алевролит мелкозернистый | <3,6 |
3.2.Трещинные коллекторы
Трещинные коллекторы могут встречаться как в осадочных породах, в том числе хемогенных, так и изверженных или магматических. Обычно зоны, являющиеся такими коллекторами, приурочены к местам выветривания, размыва или областям активной тектонической деятельности. Такие коллекторы имеют развитие в плотных в различной степени разбитых трещинами горных породах. Трещинные коллекторы формируются только в сильно уплотненных, хрупких породах. Такие свойства обломочные (песчаные и алевритовые) породы приобретают в платформенных условиях на больших глубинах, а в геосинклинальных областях - в результате стресса или также после пребывания на больших глубинах. Формирование трещинных коллекторов после приобретения породами соответствующих свойств может происходить на различных глубинах в зависимости от тектонических условий.
Рисунок 3 – Примеры трещинных коллекторов.
В чистом виде встречаются редко, но охватывают самые различные плотные породы: карбонатные и другие хемогенные породы, плотные песчаники, хрупкие сланцы, метаморфизованные и изверженные породы. Строение трещинного коллектора характеризуется различным расположением в пространстве трещин разной геометрии и размеров.
Нефтеотдача неравномерна по площади месторождения и по мощности пород. Керн в трещинных коллекторах должен отбираться полностью в первую очередь из тех объектов, которые подлежат испытанию. Из отобранного керна должны в значительно больших размерах, чем это до сих пор делалось, изготовлять шлифы.
Основанием для выделения трещинных коллекторов в самостоятельный тип послужило их принципиальное отличие по условиям фильтрации, которые связаны не со структурой перового пространства, а с широко развитой сетью трещин, сообщающих между собой различные виды полостей. Особенность фильтрации по трещинам в рассматриваемой группе коллекторов первостепенна и определяет главную составляющую общей проницаемости коллектора. Основной емкостью для трещинных коллекторов, как и для межгранулярных служат межзерновые поры, а в карбонатных породах также и каверны, микрокарстовые пустоты и стило-литовые полости.
Таблица 3.2. Классификация трещинных коллекторов
Тип коллекторов | Критерии классификации |
1. Трещинный | α=1, mк=0 |
2. Порово-трещинный | α <1, Nип>Nит, mк=0 |
3. Трещинно-поровый | α <1, Nит>Nип, ßт«ßп, mк=0 |
4. Кавернозно-трещинный | α =1, Nик>Nит |
5. Трещинно-кавернозный | α =1, Nит>Nик, ßт»ßк |
6. Трещинно-порово-кавернозный | α <1, Nит>Nип + Nик |
7. Порово-трещинно-кавернозный | α <1, mп≠0, mк≠0, mт≠0, Nип>Nит + Nик |
8. Кавернозно-трещинно-поровый | α <1, mп≠0, mк≠0, mт≠0, Nик>Nит + Nип |
Примечание. Nип, Nик, Nит – соответственно запасы, извлекаемые из пор, каверн, трещин; α – коэффициент водонасыщенности пор матрицы, ßп, ßк, ßт – соответственно коэффициенты нефтеотдачи пор, каверн, трещин, mп, mк, mт – соответственно коэффициенты пористости, кавернозности и трещиноватости.
Наибольшим распространением пользуются 6, 7 и 8-й типы коллекторов, объединенных под общим названием – смешанный тип трещинного коллектора, образованный совокупностью полостей различного происхождения и размера (каверны, карстовые полости, пустоты, приуроченные к вершинам стилолитовых образований, поры и трещины).
Правильная оценка типа трещинного коллектора важно не только для определения величин абсолютных и извлекаемых запасов, но и для выбора оптимальных параметров вскрытия, опробования и испытания, а также для выбора рациональной конструкции эксплуатационного забоя и методов установления газогидродинамической связи пласта со скважиной.
3.3 Гранулярные коллекторы
Гранулярные коллекторы представлены песчано-алевритовыми породами с межгранулярной межзерновой пористостью и проницаемостью. Известняки и доломиты с межоолитовой и трубчатой структурой пор по своим свойствам в определенной мере соответствуют гранулярным коллекторам. Гранулярные коллекторы с открытой пористостью ниже 5 % и проницаемостью менее 5 мд практически не являются коллекторами.
Искусственный гранулярный коллектор приготавливают в виде насыпных моделей на основе промытого кварцевого песка соответствующей фракции. Материал модели может закрепляться (цементироваться) путем введения каких-либо компонентов, например, тампонажного цемента.
Проницаемость такого коллектора зависит в основном от размера поровых каналов. Единой зависимости между пористостью и проницаемостью пород не существует. Многие породы с большой пористостью (например, глины) обладают весьма малой проницаемостью либо практически непроницаемы. Проницаемость обычно растет с увеличением размера пор.
В чистых гранулярных коллекторах поровое пространство формируется преимущественно скелетной пористостью. Остальная часть порового объема заполнена нефтью, незначительная часть которой может быть прочно связана внутрипоровой поверхностью.
Кластические или обломочные гранулярные коллекторы могут классифицироваться согласно типам пород, которые зависят от состава материнских пород, расстояния транспортировки и условий отложения.
Прочностные характеристики гранулярных коллекторов изменяются под действием фильтрующейся в поровое пространство жидкости. Так, прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 25-45 %, а после удаления воды возрастает до первоначальной. Угол внутреннего трения при заполнении образцов различными жидкостями не меняется.
3.4. Коллекторы смешанного типа
Существуют так же коллекторы смешанных типов – коллекторы, пустотные, пространства которых образованы одновременно двумя или тремя видами пустот и среди которых в геолого-промысловой практике выделяют следующие типы: межзерновой, трещинный, каверновый, межформенный, внутриформенный и др. В различных группах коллекторов сочетания могут быть разными. В этой связи при характеристике коллекторов сложного типа требуется уточнение по виду порового пространства, причем ведущий тип пор помещается в конце определения. ипа. В природных условиях такие коллекторы являются наиболее распространенными. На средних и малых глубинах они чаще всего связаны с карбонатными породами как наиболее изменчивыми по своим фильтрационно-емкостным параметрам. На больших глубинах роль сложных коллекторов возрастает настолько, что в этих условиях они будут доминировать независимо от вещественного состава пород.
Широкое распространение сложных коллекторов предопределило усовершенствование их классификаций. В принципиальной схеме классификации коллекторов нефти и газа ВНИГРИ, предложенной в 1985 г., введены градации: тип, класс коллектора. Расположение классов коллекторов соответствует свойственным им фильтрационным особенностям. Крайними в ряду являются простые по фильтрационным свойствам породы-коллекторы: поровые и трещинные. Простые коллекторы характеризуются единой непрерывной системой фильтрационных каналов (поровой или трещинной). Центральное место в классификации занимают классы сложных коллекторов: трещинно-поровые, порово-трещинные, макронеоднородные. Эти коллекторы в отличие от поровых характеризуются двумя фильтрационными средами: блоковой (пористая матрица) и межблоковой (фильтрующие трещины), одновременно существующими и гидродинамически между собой связанными.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
С вскрытием пласта и началом его эксплуатации наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Закономерности движения нефти и газа и изменения всех их параметров зависят не только от условий эксплуатации и разработки залежи, но и от начальных условий пласта. Поэтому изучение особенности строения залежи и условий первоначального залегания нефти и газа чрезвычайно важно для разработки.
Как показывает практика, не все породы-коллекторы, содержащие физически подвижную нефть, отдают ее при существующих в наше время технологии и системах разработки. В связи с этим коллекторы делят на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и не отдающие нефть или газ при современных системах разработки.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.
2. Киркинская В.Н., Смехов Е.М.. Карбонатные породы – коллекторы нефти и газа. М., Недра, 1968.
3. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977.
4. Максимов Е.М. Геология, поиск и разведка нефти и газа: Учебное пособие.- 2-е изд. Доп. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. -104 с.
5. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Т. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1987.
6. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.,Недра, 1969.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 45 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| Некоммерческое партнёрство КОВЧЕГ 4 страница | | | Тесты по циклу: Скорая и неотложная помощь |