СОСТАВ И СТРОЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВМЕЩАЮЩИХ ТОЛЩ – КОЛЛЕКТОРЫ И ПОКРЫШКИ – НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ


Коллекторы

Залежьнефти и/или газа всегда находятся в пористой и проницаемой массе горных пород - коллекторе. Коллектор – горная порода, пласт или массив пород, которые благодаря своим коллекторским свойствам обладают способностью к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа [47]. Важнейшими параметрами пласта-коллектора, с позиций нефтепромысловой геологии, являются общая и эффективная нефтенасыщенная толщина (мощность), пористость, глинистость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др. Все эти данные должны рассматриваться с оценкой их изменчивости – важной характеристики неоднородности пласта. В плане и в разрезе нефтегазоносной толщи, которая формировалась в геологическом прошлом в постоянно менявшихся условиях осадконакопления, минеральный и фракционный (гранулометрический) состав осадков, укладка зерен, степень их цементации, глинистость и т.п. могут варьировать в широких пределах.

Порода-коллектор – вмещающий материал, характеризуется составом и структурой, непрерывностью или прерывностью его распространения в плане. Границы распространения коллектора могут совпадать в плане с контурами нефтяной залежи …; в других случаях порода-коллектор, хотя и развита на обширной площади, может быть природным резервуаром только на отдельных благоприятных участках [35].

Флюиды (нефть, вода, газ) в эффективном поровом пространстве коллектора могут находиться в состоянии статического или динамического равновесия, обусловленного эрозией, осадконакоплением, деформацией пород, или в связи какими-то другими факторами, изменяющими давление, температуру, плотность, объем и химические свойства флюидов. Эти изменения заставляют флюиды перемещаться [35].

Важным критерием в оценке нефтегазоносности является не только коллектор, но и объём, характер и изменчивость осадков, распространенных в данном районе. Предполагается, что если имеется большой объём осадков, то в нем обязательно найдется место потенциальной толще-коллектору. Коллекторами служат столь разнообразные осадочные породы, что вряд ли какой-либо седиментационный бассейн не содержал хотя бы несколько типов пород-коллекторов.

//Пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть её занимают поры (коэффициент пустотного пространства высокий!), но эти поры не сообщаются между собой и пористотсь поэтому не эффективна//.

Поровое (пустотное) пространство – коллекторское пространство, которое называется её пористостью. Под эффективным поровым пространством подразумевается та часть породы-колектора, которая доступна для миграции и аккумуляции нефти и газа. Степень свободы перемещения флюидов через соединяющиеся между собой поры породы называется её проницаемостью. Пористость и проницаемость – свойства породы, зависящие от наличия в ней порового пространства, определяют способность коллектора удерживать и отдавать нефть.

Пористые и слабо проницаемые породы переслаиваются между собой, выклиниваются, литологически замещаются, образуя сложную картину внутреннего геологического строения залежи. В зависимости от литологии широко изменяются и коллекторские свойства. В целом, практически любой продуктивный горизонт может рассматриваться как резко изменчивая физическая анизотропная система. Изучение ее неоднородностей имеет важное практическое значение, так как учитывается при подсчете запасов нефти и газа, при определении норм отбора нефти, при проектировании методов воздействия на пласт.

Свойства коллекторов нефти и газа – пористость, проницаемость, структура порового пространства, остаточная водонасыщенность, физико-химические свойства поверхности пустот и другое. При погружении пород на всё большие глубины пористость в целом убывает, хотя и неравномерно; в разной степени уменьшаются и различные виды пористости. Цементация породы также снижает её пористость. Емкостные свойства породы-коллектора, слагающей природный резервуар, определяется важным параметром – эффективной ёмкостью (q) по формуле: q = Кп х Нэф, где Кп – средняя пористость породы в пределах исследуемой части пласта, Нэф – средняя эффективная толщина пласта.

Пустоты – первичные и вторичные – характерны для всех видов (типов) пород; подразделяются по размерам и видам [14]:

  • субкапиллярные с сечением пор менее 0,002-0,001 мм,
  • капиллярные с сечением пор от 0,002-0,001 до 0,1 мм,
  • сверхкапиллярные - крупнее 0,1 мм.

По видам пустоты различаются более условно: поры – каверны – биопустоты – трещины (табл. 8).

Таблица 8. Классификация пустот [14]

Типы коллекторов Межгранулярные (поровые) Трещинные Каверновые Биопустотные
Пустоты Порово-трещинные Трещинно-каверновые Внутрискелетные и межскелетные
поры трещины каверны
  Породы О б л о м о ч н ы е
К а р б о н а т н ы е
и з в е р ж е н н ы е кремнистые
г л и н и с т ы е м е т а м о р ф и ч е с к и е
             

 

Поры – пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами) – пористость межзерновая (межгранулярная); коллектор - поровый, межзерновой (межгранулярный).

Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны.

Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известняках-ракушняках).

Трещины – разрыв сплошности пород - литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины.

Количественной характеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэффициент проницаемости kпр, величину которого рассчитывают в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси (D). В соответствии с этим законом, kпр является константой пропорциональности - характеристикой пористой среды, величина которой в идеальном случае не зависит от типа фильтруемой жидкости. В классическом варианте (линейные размеры выражены в сантиметрах, абсолютная вязкость - в сантипуазах) величина проницаемости оценивается в миллидарси (1 D = 1000 μD). Проницаемость песчаных коллекторов может иногда составлять до 2-3 D, проницаемость песчаников, алевролитов, карбонатных пород обычно составляет десятки и сотни μD.В публикациях последних лет принято выражение физических величин в системе СИ (линейные размеры - в метрах, вязкость - в Па·с), в этом случае kпр имеет размерность площади (м2). 1 D = 1,02х 10-12 м2 ≈ 1 мкм2 (табл. 9). 1 D – проницаемость, при которой через 1 см2 при давлении = 1 атм на расстоянии 1 см проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантипуаз [14, 47].

Таблица 9. Проницаемость

1 μD = 10-15 м2 = 1 х 10-3 мкм2 1000 μD (1D) = 1 мкм2
10 μD = 0,01 мкм2 = 1 х 10-2 мкм2 0,1 μD =1 х 10-5 мкм2
100 μD = 0,1 мкм2 0,01 μD = 1 х 10-6 мкм2
100 – 500 μD =0,1 – 0,5 мкм2 0,001 μD = 1 х 10-7 мкм2

Коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Они делятся на 5 классов (приницаемость , мкм2): I – более 1; II - 0,1-1; III – 0,01-0,1; IV – 0,001-0,01; V - менее 0,001 [47, с. 68].

Реальные значения проницаемости одной и той же породы, определяемые по фильтрации разных флюидов (нефть, газ, вода), различаются между собой. Кроме зависимости от фазы, эффективная проницаемость зависит также от пластовой температуры и давления: вязкость флюида повышается с возрастанием температуры, но понижается с увеличением давления. Поэтому в промысловых условиях проницаемость определяют по кривым восстановления давления (при неустановившемся режиме), а также по геофизическим данным.

Любая порода, которая содержит сообщающиеся поры, может стать коллектором. Большинство резервуаров приурочено к неметаморфизованным осадочным породам, в основном к песчаникам, известнякам и доломитам. Глинистые породы, сланцы и изверженные породы становятся коллекторами только в исключительных геологических условиях.

Классификация коллекторов нефти и газа, предназначенная для практического использования, должна быть максимально простой и обобщенной; породы-коллекторы подразделяются на три группы:

  • обломочные (кластические);
  • хемогенные и биохемогенные (осажденные);
  • смещанного происхождения.

Среди обломочных пород наиболее распространенными коллекторами УВ являются конгломераты, гравелиты, песчаники (аркозы, граувакки), алевролиты – около половины всех известных пород-коллекторов. Большая часть обломочных коллекторов имеет кремнистый состав, но известно также много карбонатных обломочных пород – оолитовые карбонаты и ракушняки, слабо сцементированные или перекристаллизованные. Глинистые коллекторы имеют подчиненное значение [35].

Терригенные коллекторы - с ними связаны 58% запасов нефти и 77% запасов газа. В их составе преобладают песчаные и алевритовые частицы, в подчиненном количестве - глинистые фракции. Бывают и чисто песчаные коллекторы, сцементированные и несцементированные (песок - песчаник). Разная пористость связана с разной укладкой зерен в терригенной породе. Теоретическая пористость (при идеальной шарообразной форме зерен и равном их диаметре) может составлять 25,8; 36,7 и 47,6% (максимум!). Реальная пористость существенно меньше из-за разных размеров частиц, присутствия цемента. Максимальная пористость – у хорошо окатанного отсортированного несцементированного песка. Обычная величина пористости промышленных коллекторов 10-20%, минимальная - около 5%.

На больших глубинах (свыше 4-5 км) отмечается значительное повышение пористости даже в глинистых коллекторах. Оно обусловлено действием высоких давлений и температур: 1) развитие трещиноватости, 2) частичное растворение зерен цемента. Такая пористость называется вторичной, с ней связываются значительные перспективы, т.к. распространяется она на большие глубины, чем первичная пористость – до 5-7 км.

Для пород-коллекторов учитывается раздельно проницаемость для нефти, газа и воды, обладающих различными фильтрационными свойствами. Максимально возможные глубины формирования залежей УВ – до 9-10 км. Такое ограничение связано с глубинами возможного распространения пористости и проницаемости пород (из-за возрастающего давления). На таких максимальных глубинах можно рассчитывать лишь на обнаружение газовых залежей. Для нефти возможные глубины ее залегания ограничиваются геотермическими градиентом - предельными температурами ее синтеза [11, 14, 35].

Карбонатные коллекторы содержат 42% разведанных запасов нефти и 23% запасов газа. Они представлены рядом пород: известняки – доломитистые известняки – доломиты. В них пустотное пространство относится к каверновому и трещинному типу, поэтому причинами формирования пористости являются вторичные процессы: 1) выщелачивание, 2) перекристаллизация, 3) доломитизация известняков, 4) тектонические нагрузки [14, 35].

Доля запасов нефти и газа в карбонатном коллекторе Сибирской платформы Лено-Тунгусской НГП (по данным Госбаланса, 2001 г.) составляет: по нефти категорий С1=84%, С2=87% (С1+ С2=86%), по газу категорий С1=19%, С2=22% (С1+ С2=21%). Пористость карбонатных пород ниже чем у терригенных (у промышленных коллекторов - до 3% и менее), но проницаемость, при прочих равных условиях, может быть и выше. Среди карбонатных пород, ракушечники близки по коллекторским свойствам песчаникам.

Хемогенные породы-коллекторы – это осадочные образования, сложенные в основном хемогенными и биохемогенными осадками. Они состоят из минерального вещества, выпавшего из раствора на месте их формирования и не подвергшегося переносу, подобно обломочным зернам, хотя материал, из которого состоят эти зерна, может тоже первоначально отлагаться в виде хемогенного осадка и уже после этого в результате переработки преобразовываться в обломочные частицы. Хемогенные карбонатные коллекторы обычно представлены кристаллическими известняками и доломитами, но иногда они могут состоять из мергеля и мела. Кристаллическая структура – мелко-, средне-, крупнокристаллическая.

Карбонатное вещество … почти полностью представлено кальцитом (CaCO3) и доломитом [CaMg(CO3)2], а в отдельных породах – только одним из этих минералов.

Биохемогенные карбонаты наряду с обычным химически осажденным материалом содержат значительные количества органических остатков. Особенно активно биохимическое карбонатообразование происходило в местах формирования органогенных рифов (биогермов, биостромов), роль которых как коллекторов УВ все время возрастает.

Главными биохимическими агентами карбонатообразования являются водоросли, бактерии, фораминиферы, кораллы, мшанки, брахиоподы, моллюски. Наиболее важные породообразующие организмы – водоросли; по мнению ряда геологов, их следует рассматривать вообще как самый главный агент выделения и отложения извести. Карбонатное вещество, выделяемое живыми организмами, представлено в основном CaCO3 [58, 59].

К группе пород-коллекторов смешанного происхождения относятся изверженные и метаморфические породы, а также различные их ассоциации. В тех случаях, когда из изверженных или метаморфических пород получают промышленные притоки УВ, природный резервуар располагается вверх по восстанию от трансгрессивно перекрывающих или подстилающих его осадочных образований, из которых, как предполагаются, мигрируют в него УВ. Путями миграции УВ служат, очевидно, поверхности напластования или несогласия, а местами их скоплений (резервуарами) - трещины и зоны трещиноватости в хрупких породах фундамента.

Осадочные породы-коллекторы могут быть подразделены на образования морского и неморского (континентального) происхождения. Между этими классами наблюдается большое количество переходных и смешанных разностей [11, 14, 35].

Нетрадиционные (экзотические) коллекторы УВ. Биогенно-кремнистые породы (силициты) по диатомитам. Кремнисто-глинистые породы - бажениты (породы баженовской свиты мезозоя в разрезе Западной Сибири). Тонкоплитчатые, микролинзовидные породы с органическим веществом. Пористость 5-10%, проницаемость 2,5-5 μD. Генезис этих пород вероятно вторичный. Вулканогенно-осадочные породы - туфы, туффиты, туфо-песчаники, близкие по коллекторским свойствам к терригенным породам. Резервуары в изверженных и метаморфических породах: известны залежи в пирокластических толщах (США), в серпентинитах (США), в гранито-гнейсах (Венесуэла). Природа пустотного пространства в таких коллекторах сложная - кавернозно-трещиноватая. Породы метеоритных кратеров - тагамиты (с частицами стекла) и зювиты (брекчии), образующие кольцевое обрамление импактной зоны катаклазитов [35].

Генезис коллекторов обычно распознается по следующим критериям [35, 37]:

1. Содержание окаменелостей морского и неморского происхождения.

2. Наличие хорошо развитых идиоморфных кристаллов полевых шпатов (морские).

3. Нарастание вторичного полевого шпата вокруг обломочных зерен полевых шпатов (морские).

4. Наличие агрегатов, состоящих из зерен полевых шпатов и кварца, сцементированных вторичным полевым шпатом (морские).

5. Широкое распространение по площади «покровных» песков с одинаковой слоистостью (морские).

6. Мощные толщи переслаивания неотсортированных обломочных пород, лишенных органических остатков и образующих линзы (неморские).

7. Тиллиты, крупнозернистые песчаные породы и эрратические образования (неморские, возможно ледниковые отложения, подводнооползневые – морские подводные оползни).

8. Пласты угля, толщи, содержащие обломки костей и линзовидные песчаные породы (неморские).

9. Заполняющие желоба шнурковые песчаные породы (неморские).

Поиски и разведка залежей на больших глубинах (свыше 4 км) показали особый феномен изменения емкостных и фильтрационных свойств пород. Коллекторскими свойствами в зоне высоких давлений могут обладать и глинистые горизонты. Обычная для терригенных пород межзерновая пористость на таких глубинах уменьшается, но развивается трещиноватость, причем, тем больше, чем больше глинистость пласта. Такая пористость называется вторичной, и с ней связывают перспективы глубоких горизонтов в НГО с запасами УВ, отработанных на глубинах до 2-3 км. Вместе с тем, керн поднятый с больших глубин - извлеченный из равновесных пластовых условий – на поверхности оказывается в состоянии разгрузки внутренних напряжений. Измеряемые в лабораторных условиях параметры пористости и проницаемости оказываются завышенными. Для их объективной оценки необходимо использовать понижающие поправочные коэффициенты. Так, для глубины 4000 м их величина составляет, для пористости: 0,98 – для песчанистых и 0,93 - для глинистых пластов; для проницаемости - 0,84 и 0,64, соответственно.

Коллекторы широко различаются между собой по размерам отдельных пор и взаимному их расположению. Эти различия называются первичными, если контролируются:

1) обстановкой осадконакопления;

2) степенью однородности размера частиц;

3) природой слагающего породу материала.

Различия именуютсявторичными, когда они обусловливаются процессами, воздействовавшими на осадок после его отложения; к ним относятся:

1) образование трещин и раздробление;

2) растворение;
3) переотложение и цементация;

4) уплотнение под влиянием возрастающей нагрузки перекрывающих отложений.

Геологические факторы, влияющие на проницаемость коллекторов [35]:

* температура

* гидравлический градиент

* форма зерен и упаковка

Карбонатные коллекторы больше, чем песчаные, характеризуются вторичной пористостью; трудно провести различие между первичной и вторичной пористостью, хотя некоторые карбонаты бесспорно обладают первичной пористостью, представленной, как :

1. Поры внутри и между раковинами, ядрами ископаемых, их обломками, остатками фораминифер, водорослей, поры в ракушняке.

2. Поры между карбонатными кристаллами и по плоскостям спайности внутри них – межкристаллическая пористость.

3. Поры, связанные с оолитами и оолитовыми известняками.

4. Поры вдоль поверхностей напластования, образующиеся в результате изменения условий седиментации, отложения глинистого и алевритового материала.

5. Трещины усыхания и уплотнения, возникающие в процессе седиментации.

Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в течение диагенеза, эпигенеза и катагенеза представляет собой фактор вторичного изменения их пористости и проницаемости. Наиболее распространенными цементирующими материалами в обломочных породах-коллекторах являются, в порядке убывания распространенности: кварц – кальцит – доломит – сидерит – опалхалцедон – ангидрит – пирит. Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов [35].

 

Покрышки

 

Покрышки – породы-флюидоупоры,которые обеспечивают сохранность залежей нефти и газа. Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали (латерали). Главное условие для сохранности залежи нефти и/или газа – наличие покрышки, то есть такого литологического тела (пласта, пачки, толщи), которое непосредственно препятствует фильтрации флюидов (газа, нефти, воды) из породы-коллектора и является флюидоупором. Качество покрышек зависит от трещинной проницаемости.

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Проницаемость прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и глинистых пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев.

Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики [11, 14, 53].

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи. В заполярной части Западной Сибири известны покрышки промышленных залежей УВ, образованные вполне пористыми породами, но поры заполнены льдом и газогидратами - криогенные покрышки.На глубинах от 4-5 км и свыше надежным экраном являются только солевые толщи.

 


Дата добавления: 2018-11-26; просмотров: 650;

Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.024 сек.