Гранулометрический состав породы

Природные коллекторы нефти

Под природным нефтяным коллектором (подземным резервуаром) понимается пласт пористой и проницаемой породы, в котором скопилось количество нефти, оправдывающее его промышленную разработку.

Подавляющая часть месторождений нефти приурочена к осадочным породам, являющим­ся хорошими коллекторами нефти (пески, пес­чаники, конгломераты, трещиноватые и кавер­нозные известняки и доломиты). Иногда нефть обнаруживается в трещинах и порах извержен­ных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Осадочные породы

К осадочным породам относятся горные по­роды, образовавшиеся в результате механического или химического выпадения в осадок продуктов разрушения более древних пород, из­вержения вулканов, жизнедеятельности орга­низмов и растений. По происхождению осадоч­ные породы делятся на терригенные, хемогенные, органогенные и пирокластические.

Терригенные породы — это осадочные гор­ные породы, сложенные преимущественно терригенными минералами или обломками мате­ринских горных пород. Они объединяют обломочные и глинистые породы.

Хемогенные породы — это осадочные гор­ные породы, сложенные преимущественно хемогенными минералами — первичными доло­митами, сульфатами, солями. Хемогенные породы нередко участвуют в строении нефтяных и газовых месторождений.

Органогенные породы — это рыхлые сце­ментированные породы, сложенные на 50% и более скелетами организмов или их обломка­ми. Это преимущественно карбонатные (известняки, доломиты) породы. Обладают высокой первичной пористостью и проницаемостью и нередко являются коллекторами крупных скоп­лений углеводородов, в том числе и высоковязких.

Пирокластические породы — это осадочные обломочные породы, состоящие на 50% и более из продуктов вулканических извержений, т. е. из иирокластического обломочного материала, туфиты (50—90%), туфопесчаники, туфоалевролиты (менее 50%).

Обладая пористостью, пирокластические породы могут в некоторых случаях быть кол­лекторами для нефти и газа.

К осадочным горным породам относятся и породы глинистые, сложенные более чем на 50% частицами пилитовой размерности (менее 0,01 мм), среди которых преобладают глинистые ми­нералы. Глинистые породы — самый распрост­раненный тип пород земной коры. В зависимости от состава и количества примесей глинистые породы являются алевритовыми, известковыми и др. Глинистые породы — полиминералы, в них одновременно встречаются глинистые минера­лы: гидрослюды, монтмориллониты, хлориты, каолинит. Они делятся на глины, разбухающие в контакте с водой, и аргиллиты — не размока­ющие, а раскалывающиеся при ударе, и являют­ся наиболее распространенными покрышками за­лежей нефти и газа.

С увеличением глубины погружения глини­стых пород возрастает их плотность и способ­ность к растрескиванию, что ведет к ухудше­нию их экранирующих свойств. Вместе с обломочными породами глинистые породы объеди­няются в терригенные породы.

Горные породы, слагающие нефтяные и га­зовые месторождения, в силу своих свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое количество пор значительных разме­ров, являются резервуарами нефти и газа и слу­жат путями движения их к забоям скважин при разработке месторождений. Другие породы, как глина, сланцы и др., вследствие малого сечения пор, в которых жидкость теряет свою подвиж­ность под влиянием молекулярно- поверхност­ных сил, практически непроницаемы. Эти по­роды являются естественными перекрытиями продуктивных коллекторов нефти и газа, спо­собствующими их накоплению.

К непроницаемым относятся также тонкие слои (1—5 см) горных пород, имеющих подчи­ненное значение, и заключенные между основ­ными обычно более мощными слоями иного

Непроницаемые пропластки могут влиять на процесс теплового воздействия и добычу нефти положительно и отрицательно. Они располага­ются по напластованию и ограничивают дви­жение флюидов по вертикали (отрицательный фактор). Пропластки способны действовать и как изолирующий слой или барьер и уменьшать потери тепла и флюидов в выше- и нижележащие пласты (положительный фактор).

Выявив непроницаемые пропластки в раз­резе продуктивного пласта и их простирание по площади, необходимо проектировать расста­новку паро- и воздухонагнетательных скважин с учетом их положительного влияния.

Различают микропористые и макропористые коллекторы:

· микропористый — коллектор с прослоя­ми глин, алевролитов, доломитов и глинистых брекчий, между которыми в подавляющем объе­ме заключены алевролитовые породы, насыщенные нефтью; его проницаемость колеблется в пределах 50—250 мД, а нефтеотдача не превы­шает 10%. Разработка месторождений нефти с микропористым коллектором без термических методов воздействия на пласт практически не­ возможна;

· макропористый — коллектор, составленный из грубообломочной брекчии с пустотами крупных размеров, которые являются резерву­ арами для нефти. Проницаемость его от 500 до 1000 Д и более. В сочетании с микропористым коллектором роль макропористого коллектора проявляется в первоначальный период разра­ботки, при котором микропористый коллектор в механизме дренирования практически не при­нимает участия.

Промышленная ценность месторождения в значительной степени определяется физически­ми свойствами коллекторов, пластовых жидко­стей и газов, а также видом и запасами пласто­вой энергии.

Глинистость

Учитывая глинистость пород, можно предус­мотреть плохую приемистость нагнетательных скважин при закачке в них воды и пара (разбу­хающие глинистые частицы закупоривают поры коллектора). Глинистые пропластки влияют на точность определения коэффициента пористо­сти методами сопротивления и нейтронными методами. Зная глинистость пород, можно из­бежать значительных погрешностей при опре­делении коэффициента нефтегазонасыщения песчано-глинистых коллекторов.

Глинистые материалы находятся в пласте в виде составной части глинистых прослоев, а также заполняют поры и покрывают зерна. Глины в виде прослоев влияют на продуктивность пласта и действуют как экраны на пути движе­ния флюидов. Глинистые минералы, осевшие в порах и на поверхности зерен, также оказыва­ют влияние на продуктивность, существенно снижая проницаемость пласта. Каолинит может легко перемещаться под воздействием турбулен­тного потока флюидов в пласте. Глина мигри­рует и закупоривает поровые каналы, что так­же снижает проницаемость породы.

Монтмориллонит разбухает при контакте с пресной водой и также закупоривает поры. В зависимости от преобладания катионов Са или Na различают кальциевые и натриевые монт­мориллониты.

При повышении давления и температуры монтмориллониты становятся неустойчивыми и переходят в гидрослюды. Однако степень гидрослюдизации монтмориллонитов больше опре­деляется возрастом пород. Поэтому осадочные породы с высоким содержанием монтморилло­нитов типичны только для верхних частей раз­резов осадочных бассейнов, к которым обычно приурочены залежи высоковязкой нефти. Все монтмориллониты, особенно натриевые, обла­дают сильной способностью к набуханию — они практически неограниченно захватывают воду в межпакетные (междуэтажные) пространства. В контакте с буровым раствором монтморилло­ниты значительно увеличивают свой объем и при глинистом разрезе приводят к прихвату и затяжкам бурового инструмента. В песчаных породах присутствие даже небольшого количе­ства монтмориллонитов (первые %) в случае проникновения в них фильтрата бурового ра­створа или пресной воды приводит к резкому ухудшению коллекторских свойств.

Глины с монтмориллонитами обладают пре­красными экранирующими свойствами.

Наличие монтмориллонитов в породах оп­ределяется лабораторными методами — термическими и рентгеновскими.

При паротепловом воздействии или закач­ке горячей воды уменьшение проницаемости связано с трансформацией первоначальных гли­нистых минералов монтмориллонита и смешан-нослойных хлорит-монтмориллонитов в волок­нистые удлиненные кристаллы в норовом про­странстве на зернах скелета. При использова­нии пластовой воды при тепловом воздействии ухудшение фильтрационной характеристики проявляется в меньшей степени, поскольку на­бухание и синтезирование пород становится значительно слабее. Это необходимо учитывать при проектировании, контроле и регулирова­нии процессов термического воздействия на пласт.

Существует мнение, что если естественная проницаемость продуктивных пластов достаточ­но высока, то глинистые материалы не могут закупоривать поры. Чтобы подтвердить или от­вергнуть влияние глинистых частиц на приеми­стость нагнетательных скважин при нагнетании пара в пласт, требуется провести соответству­ющие исследования.

Гранулометрический состав породы

Гранулометрический (механический) анализ представляет собой количественное определение содержания в породе частиц различной величи­ны в процентах по весу. От гранулометрическо­го состава зависят не только пористость, но и другие важные свойства пористой среды — про-, проницаемость, удельная поверхность и др.

Механический анализ является начальным этапом при изучении генезиса осадочных по­род и, в частности, генезиса нефтяных место­рождений, так как по гранулометрическому составу пород можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пла­стов.

Механический состав пород определяется путем ситового анализа.

Ситовой анализ сыпучих горных пород при­меняется для количественного определения со­держания фракций размером от 0,05 мм и выше.

Количественное определение содержания частиц размером менее 0,05 мм проводится ме­тодами седиментационного анализа. Эти мето­ды основаны на измерении скорости осажде­ния частиц разного размера в жидкости по за­кону Стокса.

Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1—20.