Порід-колекторів

Властивості колекторів вуглеводнів істотною мірою зумовлюються інтенсивністю прояву процесів седиментації та перетворення осадів під час фізико-хімічної взаємодії з пластовими флюїдами. Тому для прогнозування поширення та оцінки якості колекторів наукове і практичне значення мають дослідження їх мінералогічного складу, умов формування і особливостей цементації породоутворюючих компонентів, характеру співвідношень і розподілу пустот в породі тощо.

Низькопористі породи-колектори газу промислового значення. Колектори вуглеводнів з низькими ємнісно-фільтраційними властивостями (ІV і V класів за градацією А. А. Ханіна) тривалий час були поза увагою розвідників надр, оскільки за рентабельністю освоєння зосереджених у них ресурсів не могли конкурувати з колекторами вищих класів.

Вперше низькопористі колектори стали освоюватися у США, коли були відкриті поклади газу “центральнобасейнового” типу в щільних пісковиках мезозойського віку Скелястих гір, а потім і в палеозойських басейнах Північноамериканської платформи. Зосереджені у них ресурси газу інколи до 10 разів і більше перевищують ресурси традиційних колекторів. Газонасичені породи мають пористість переважно до 10–12 %, проникність у середньому (1–0,1)·10^-15 м² і забезпечують початкові припливи газу у декілька десятків тисяч кубічних метрів на добу.

Бен Лоу, Б. П. Кабишев та інші (1998) прогнозують такі поклади газу в низькопористих колекторах депресійних зон продуктивних комплексів Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ). Оцінені ними видобувні ресурси газу до глибини 4,5 км майже у 2 рази перевищують початкові ресурси газу в традиційних колекторах западини. Вони можуть бути відкриті також і у Передкарпатському прогині у межах центральної частини Крукеницької западини, де піщано-глинисті утворення міоценового віку перетворені до стадії катагенезу МК₃.

Низькопористі, низькопроникні породи складають значну частину продуктивних комплексів нафтогазоносних регіонів України. Залягають вони в усьому діапазоні досягнутих свердловинами глибин як поодинокими пластами товщиною від частки метра до декількох

десятків метрів, так і масивними утвореннями піщано-глинистих порід з прошарками аргілітів, карбонатів тощо. Поширені дуже нерівномірно по латералі і в розрізі.

У межах локальних об’єктів низькопористі породи виповнюють як окремі структурні елементи – пласти, прошарки, лінзи, так і в різних просторових співвідношеннях контактують з високопористими. Узгоджене залягання високо- і низькопроникних колекторів у межах пластового чи масивного покладу є оптимальним для вироблення запасів низькопористої частини покладу. Неузгоджене залягання відображає зміну ємнісно-фільтраційних властивостей порід по латералі. Відмінності у параметрах можуть бути істотними, що відбивається на ефективності газовилучення. У безконтактних співвідношеннях низькопористі колектори залягають у розрізі гідродинамічно ізольованими резервуарами: окремими лінзами, пластами чи масивними утвореннями, як, наприклад, згадувані вище „центральнобасейнового” типу. Зосереджені в них поклади виробляються за умови економічної доцільності, яку підвищують гідророзривом пласта, бурінням свердловин з горизонтальним стовбуром тощо. Окремий випадок становить тонкошаруватий розріз, у якому прошарки пісковиків, алевролітів перемежовуються непроникними породами. Тут застосування методів інтенсифікації припливів здебільшого малоефективне і привабливість об’єктів визначається сумарним дебітом пропластків.

Сьогодні в Україні запаси газу в теригенних породах ДДЗ пористістю менше 7 % і Передкарпатського прогину – менше 10 % не обліковуються, хоч за експериментальними даними, як уже згадувалося, виявляють ознаки колектора з 2–3 %, тобто оцінка запасів газу в надрах недостатньо об’єктивна для планування робіт з їх освоєння.

Проблема освоєння покладів газу у низькопористих, низькопроникних колекторах охоплює широкий спектр геологічних і технологічних питань як теоретичного, так і прикладного плану. Це насамперед розробка критеріїв і методів визначення кондицій колекторів за їх петрофізичними і гідродинамічними характеристиками, встановлення особливостей насичення порового простору та фільтрації через нього пластових флюїдів, підвищення достовірності прогнозування продуктивності розрізу свердловин, типу і меж поширення природних резервуарів вуглеводневої сировини, їх геолого-економічної оцінки тощо. Окремий напрямок досліджень становлять фізико-хімічні процеси, що відбуваються у

присвердловинній зоні під час розкриття пластів, методи підвищення продуктивності свердловин і оптимізації розробки покладів та ін.

В.І. Азматовим, В.М. Бортніцькою, Л.А. Буряковським, В.І. Грицишиним, М.С. Гудком, В.М. Дахновим, Л.Ф. Дементьєвим, А.С. Ждановим, І.В. Леськівим, Л.М. Марморштейном, М.Ю. Нестеренком, Б.П. Пелипчаком, Е.М. Поляковим, М.М. Свихнушиним, В. В. Стасенковим, Б. І. Тульбовичем, Д. Д. Федоришиним та іншими розроблено чимало способів виділення колекторів, обгрунтування границь їх фізичних параметрів на основі відомих взаємозв’язків і пізнавальних ознак. Однак під час їх використання недостатньо враховуються особливості взаємодії пластових флюїдів з породами-колекторами, структури їх пустотного простору, потенційні енергетичні можливості пластових систем тощо.

Об’єктом досліджень вибрано теригенні колектори газу, що містяться в породах сарматського віку північно-західної частини Більче-Волицької зони і у верхньовізейських відкладах Дніпровсько-Донецької западини, які у цих структурних одиницях нині є основними об’єктами розвідки покладів газу. Локальні структури, на яких у даній роботі зосереджувалася увага, репрезентують усі згадані вище варіанти просторового розташування низькопористих колекторів у продуктивній частині розрізу.

Особливості формування та умови залягання продуктивних відкладів. Cарматські утворення набули широкого розвитку в межах Крукеницької та північно-західної частини Косівсько-Угерської підзон Більче-Волицької зони, де їх товщина досягає 3500 м. Вони характеризуються циклічною будовою, літологічно досить одноманітні і представлені переважно глинами з пластами алевролітів і пісковиків. Загалом серед глин-флюїдоупорів виділяється 31 піщано-алевролітовий горизонт.

Зміна складу уламкового матеріалу, а отже, і кількість пісковиків у горизонтах контролюються гідродинамічною активністю водойми та віддаленістю від джерел зносу, що спричинило утворення витягнених по латералі піщаних тіл, часто лінзоподібних, з субпаралельним до берегових ліній орієнтуванням.

Область розвитку горизонтів дашавської світи розширюється від більш ранніх за віком до молодших, дещо зміщуючись у північно-західному напрямі з концентрацією порід-колекторів уздовж Краковецького розлому і насуву Самбірського покриву на Більче-Волицьку зону. Низькопористі, низькопроникні породи загалом мають регіональне поширення. На значній території орієнтовно до глибини

3000 м породи літифіковані до буровугільного підетапу раннього катагенезу. Лише у глибокозануреній ділянці Крукеницької западини прогнозуються вагоміші перетворення осадів, зокрема до стадії пізнього катагенезу орієнтовно з глибин 4,0 – 4,5 км.

Відклади верхньовізейського під’ярусу є основним нафтогазоносним комплексом Дніпровсько-Донецької западини. В ньому сконцентровано більше 30 % нерозвіданих ресурсів вуглеводнів, переважно в нижній частині (продуктивні горизонти В-23–В-17).

За результатами вивчення розрізів свердловин, розташованих переважно в північно-західній частині регіону, XIIа мікрофауністичний горизонт представлений монотонною піщано-глинистою товщею. Вміст піщаних і алевритових пластів не перевищує на загал 35–40 %. У міру регіонального занурення комплексу в напрямку Донбасу розріз все більше глинизується, і, очевидно, на меридіані Солохівської площі він повністю складений аргілітами. В приосьовій зоні південно-східної частини западини його товщина може досягати 1,5 км.

Значна тектонічна активність призвела до формування надзвичайно складної конфігурації піщаних пластів різного генезису, а також просторових взаємовідношень між високо- і низькопористими породами-колекторами. На схилах прогинів та в їх приосьових частинах сформувалися смуги та лінзи менш відсортованих пісковиків переважно з низькими ємнісно-фільтраційними властивостями.

Продуктивні поліфаціальні теригенні відклади ХІІа мікрофауністичного горизонту в межах виявлених газоконденсатних родовищ Срібненського і Жданівського прогинів розкриті свердловинами на великих глибинах в основному в діапазоні 4800–5500 м. Сформовані на етапі мезокатагенезу МК₂ та МК₃ теригенні породи-колектори характеризуються значними постдіагенетичними структурно-мінералогічними перетвореннями уламкового і цементуючого матеріалу та суттєвою трансформацією порового середовища.

Літолого-петрофізична характеристика порід-колекторів. Характерною ознакою будови продуктивних горизонтів дашавської світи на родовищах північно-західної частини Більче-Волицької зони є їх тонка верствуватість та літологічна неоднорідність, яка спостерігається як у межах локальних структур, так і на зразках керна.

Різною мірою відсортовані пісковики та алевроліти мають масивну, горизонтально- і косошарувату, лінзоподібну та підводного зсування текстури.

За гранулометричним складом поширені такі різновиди дрібно-уламкових порід: а) пісковики від дрібно- до різнозернистих з гравієм, які містять алевритовий і глинистий матеріал; б) алевроліти від піскуватих до піщаних, глинистих. Коефіцієнт сортування пісковиків і алевролітів становить переважно 1,41–2,64.

Тип цементу в основному поровий і базальний карбонатно-глинистий, рідше карбонатний і регенераційний кременистий. Кількісне співвідношення глинистих мінералів у продуктивних горизонтах дашавської світи здебільшого залишається стабільним: домінує гідрослюда – 54–64 %, сумарний вміст сильнонабухаючих кальцієво-магнієвого монтморилоніту і змішаношаруватих утворень типу слюда–монтморилоніт 31–37 %, постійно присутня домішка каолініту – 4–11 %, фіксуються сліди хлориту. Карбонати (до 10–25 %) часто представлені мікрояснозернистим кальцитом. Присутні поодинокі або у вигляді концентрацій включення бітумів, атакож вуглефіковані рештки рослинного походження з однорідним або шаруватим розподілом.

Аналіз літолого-фізичних параметрів різних за текстурними ознаками порід-колекторів вказує на те, що особливості їх фільтраційних властивостей контролюються головним чином розподілом глинистості. За цим критерієм виділяються дві групи порід: а) з розсіяною глинистістю або її відсутністю; б) з шаруватою глинистістю.

До першої групи відносяться пісковики і збагачені піщаним матеріалом алевроліти з масивною, горизонтальношаруватою і косошаруватою текстурами. Ці породи, як правило, характеризуються відносно високими значеннями фільтраційно-ємнісних параметрів і поширені у розрізах свердловин з максимальними показниками коефіцієнта піскуватості у вигляді шарів до 1,0 м і більше.

До другої групи належать алевроліти і рідше пісковики з усіма встановленими текстурними типами шаруватості. Прошарки глини у породі зменшують її проникність у вертикальному напрямі до 100 і більше разів. Мінімальний коефіцієнт анізотропії властивий породам першої групи, в яких відсутня шарувата глинистість.

Розподіл пор у породах найчастіше неоднорідний і контролюється текстурними і структурними ознаками: відкриті пори переважно концентруються в ділянках відносно відсортованого

уламкового матеріалу. В основному поширені пори неправильної форми, а в місцях неповного цементування пор карбонатно-глинистим матеріалом їх конфігурація наближається до ізометричної.

Високий ступінь неоднорідності порід-колекторів дашавської світи, анізотропний розподіл пористості та проникності визначають різні потенційні можливості щодо газовіддачі. За цією ознакою найсприятливіші умови зберігаються в породах-колекторах з масивною, горизонтально-шаруватою та косошаруватою текстурами, в яких ізолюючий вплив глинистого матеріалу слабо виражений або відсутній. В інших випадках очевидний від’ємний вплив шаруватих концентрацій глинистого матеріалу на вилучення газу в процесі розробки покладів.

Породи-колектори ХІІа мікрофауністичного горизонту Дніпровсько-Донецької западини представлені пісковиками та алевролітами. За мінералогічним складом уламків вони відносяться до групи кварцових. Зерна польових шпатів та їх релікти досягають 10 %. Породи характеризуються значною втратою седиментаційної форми уламкового матеріалу в катагенезі, що виражено в утворенні специфічних форм контактів між окремими зернами в основному під дією геостатичного тиску – конформних, інкорпораційних. Простежується приуроченість інтенсивно ущільнених порід-колекторів до склепіння складок. Із вторинних перетворень форм уламків поширені також регенерація і кородування.

Текстура порід масивна, інколи горизонтально- і лінзошарувата внаслідок зміни гранулометричного складу. Новоутворення карбонатних мінералів формують гніздовидну текстуру. Поширені різні форми стилолітоутворення: від окремих коротких стилолітів до гіллястих, а також серій сутуро-стилолітів, орієнтованих переважно паралельно площині нашарування.

Цемент пісковиків і алевролітів полімінеральний: переважають глинисті мінерали груп каолініту і гідрослюди, присутні карбонатні мінерали ізоморфного ряду доломіт-анкерит, кварц. Гідрослюдисто-каолінітова асоціація характерна для порід продуктивних горизонтів В-21 і В-22. У продуктивному горизонті В-23 її поширення обмежене, фіксується накрит (до 10 %). Кількість гідрослюди не перевищує 25 %. У розрізах верхнього візе на північному заході Дніпровсько-Донецької западини кількісне співвідношення структурних різновидів з каолінітовим складом таке: а) до глибини близько 4600 м каолініт домінує в асоціаціях глинистих мінералів, нижче – не перевищує 50 %; б) із зменшенням вмісту каолініту відбувається стрімке збільшення

дикіту, з’являється накрит на межі градацій катагенезу МК₂ і МК₃. Розсіяна глинистість у зразках дрібноуламкових порід становить 4,0–24,4 %, в пісковиках продуктивних горизонтів – у середньому 10,0–13,9 %, а карбонатність змінюється від 3,8 до 6,4 %.

У пісковиках і алевролітах пізньовізейського віку встановлені такі різновиди пустот: а) міжзернові пори; б) міжкристалічні пори в цементі з мінералів групи каолініту; в) пустоти, пов’язані із стилолітами; г) тріщини. Основна частка ємності представлена міжзерновими порами, форма яких змінюється від округлої до неправильної, щілиноподібної. Отже, основними відмінними рисами цих відкладів від порід продуктивних горизонтів дашавської світи в Передкарпатті є збільшений розмір порових каналів, відсутність у глинистому цементі сильнонабухаючих мінералів та істотно вища зцементованість скелета породи.

Дата добавления: 2015-10-13