Лекция 2. Породы-коллекторы УВ. Определение, типы, основные параметры, характеризующие коллекторские свойства

Коллекторы нефти и газа — горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат) и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Таким образом, главные свойства коллекторов — способность вмещать УВ и отдавать их при разработке.

Основными коллекторами являются осадочные породы. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть породы, в которой в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. По Ханину А. А., коллекторы нефти и газа бывают в основном двух типов: гранулярные и трещинные. Обычно гранулярными коллекторами являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной (межзерновой) пористостью и межзерновой проницаемостью и часть известняков и доломитов (например, с оолитовой структурой). Трещинными коллекторами (обычно порово-трещинными) могут быть породы самого широкого литологического состава.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включительно. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях.

Нефтяные и газовые месторождения на Земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29%), девонского (19%) и неогенового (18%) возраста.

По данным изучения 236 крупнейших месторождений мира, не считая территории бывшего СССР и восточной Европы, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом:

в песках и песчаниках — 59%, известняках и доломитах — 40%.

трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах — 1%.

Если из 236 месторождений исключить 21 месторождение Среднего и Ближнего Востока, где добыча нефти осуществляется главным образом из карбонатных пород мезозойского возраста, то запасы нефти распределяются следующим образом: в песках и песчаниках — 77% известняках и доломитах — 21%, в остальных породах — 2%.

Рассмотренные месторождения содержат 82,5% запасов нефти.

Глубина залегания продуктивного слоя: до 600 м — 14%, 600−2140 м — 62,1%, 2140−3650 м и более — 23,8%.

Менее 600 м — менее благоприятные условия сохранности залежей; более 2000 и 3000 м — меньшая степень разбуренности и меньшая изолирующая способность глинистых покрышек.

Основные признаки, характеризующие качество пород-коллекторов:

пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами.

Совокупность этих признаков, охарактеризованных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость — совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Численно выражается через коэффициент пористости:

Кп = Vпор/Vпороды 100%.

Понятие пористости соответствует полной пористости породы.

Открытая пористость — совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая:

Vсообщающихся пор/Vпороды Эффективная пористость — совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По Ханину А. А. (1969) эффективная пористость — объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Примечание: надежной методики определения нет. Имеет теоретическое значение.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в слабо уплотненный песках, песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости — от долей % до десятков %.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными.

Первичные поры между обломочными зернами — межзерновые, внутри остатков — внутриформационные.

Вторичная пористость — трещины, каверны, межзерновые поры.

Для оценки склонности породы к растрескиванию используется понятие пластичности.

Пластичность — способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. По Л. А. Шрейнеру мера пластичности — отношение всей работы, затраченной на разрушение образца к работе на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до .

По степени пластичности выделяется три группы пород.

Кпл=1 — хрупкие — кремнистые Кпл= 1−6 — пластично-хрупкие — большинство осадочных пород Кпл >6 — высокопластичные — глины, аргиллиты Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). За счет тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированные в определенной плоскости. По Е. М. Смехову если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2−3%, иногда до 6%.

При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин.

Густота трещин — количество трещин на 1 м длины в направлении перпендикулярном простиранию трещин.

Плотность трещин — густота трещин на 1 м² площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте.

Раскрытость трещин — расстояние между стенками трещин.

Каверны — поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложение соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Например, растворение цемента в обломочных породах.

Размеры порового пространства — от долей мкм до десятков м.

В обломочных породах — песчаных и алевритовых — размер пор обычно меньше 1 мм.

сверхкапилярные > 0,1 мм капилярные 0,0002−0,1 мм субкапилярные < 0,0002 мм ультракапилярные < 0,1 мкм.

Трещинные поры разделяются по степени раскрытости.

По К. И. Багринцевой: По Е. М. Смехову:

очень узкие — 0,001−0,01 мм микротрещины — < 0,1 мм узкие — 0,01−0,05 мм макротрещины — > 0,1 мм широкие — 0,05−0,1 мм очень широкие — 0,1−0,5 мм макротрещины — > 0,5 мм.

Каверны по размеру бывают от долей мм до нескольких км.

мелкие — 0,1−10 мм крупные (микрополости) — 10−100 мм пещеристые полости — > 100 мм.

Часто в породах поровое пространство сформировано двумя или большим количеством пор, в этом случае оно сложное (или смешанное), а коллектор, характеризующийся наличием нескольких видов пористости — коллектор сложного типа.

Плотность породы — отношение массы породы (кг) к ее объему (м3). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, пористости.

Различные литологические типы пород с глубиной уплотняются по разному. К — коэффициент уплотнения породы (Прошляков, 1974), представляющий собой отношение плотности породы (п) к плотности твердой фазы или минералогической плотности (т). Коэффициент уплотнения представляет собой безразмерную величину, показывающую во сколько раз плотность породы меньше плотности ее твердой фазы. По мере уплотнения, а К1. Коэффициент уплотнения связан с величиной полной пористости К=1-kп. Глинистые породы достигают К= 0,80−0,85 к глубине 1,5−2 км, затем темп уплотнения понижается. Песчаные и алевритовые породы достигают К = 0,90−0,95 к глубинам 3,5−5 км. Быстро уплотняются хемогенные известняки. К = 0,95−0,97 на глубине 0,5−1 км.

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 фильтрации Дарси, по 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.

коллектор флюидоупор литологический К пр = Q L / г p F.

где Q — объем расхода жидкости в единицу времени; р — перепад давления; L — длина пористой среды; Fплощадь поперечного сечения элемента пласта; г — вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:

Q = м3/ с; р = н/ м2; L = м; F = м2; г = н с/ м2. Кпр = м2.

Таким образом, единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости объемом 1 м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1 м, площадью поперечного сечения 1 м² при вязкости жидкости н с/м2 и перепада давления 1н/м2.

Практической единицей измерения является дарси. 1 дарси — проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз, полностью насыщающий пустоты среды, со скоростью 1 см/с (расход1 см3/с), при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см².

1 дарси = 0,981 10−12 м2.

Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость — проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие. Или проницаемость, измеренная в сухой породе при пропускании через нее сухого инертного газа (азота, гелия). Часто она измеряется по воздуху.

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами. Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ, и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость — проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении перпендикулярном наслоению.

В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест — может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпр для промышленно продуктивных пластов от 1×10(-15) м2 до 1×10(-12) м2 (в скобках — значение степени!!!). Проницаемость более 1×10(-12) м2 является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5−2 км и трещинных карбонатных пород.

Водонасыщенность — степень заполнения порового (пустотного) пространства водой, %. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная — перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может вытесняться. Связанная — остается. Физически связанная вода — зафиксированная в породе за счет проявления молекулярных сил (сорбция). Химически связанная — находящаяся в структуре минералов (например, гипс). С точки зрения водонасыщенности пород представляют интерес свободная и физически связанная вода — та и другая занимают пустотное пространство.

Остаточная водонасыщенность — количество воды после заполнения флюидом. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность — 10−30%, а в глинистых алевролитах — 70−75%. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефтеи газонасыщенность — степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом, %.

Смачиваемость — способность смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представлеяет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются смачиваемые ее минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность — способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности:

? = к / г (mж + п), см2/с к — коэффициент проницаемости, дарси г — вязкость жидкости в пластовых условиях, сантипуазы.

m — коэффициент пористости породы, доли единиц ж — коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм.

п — коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

Упругие силы пласта — силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм.

нефти = (7 — 140) х 10−5 1/атм песчан. = (1,4 — 1,7)х 10−5 1/атм.