Породы коллекторы и неколлекторы

Породы коллекторы и неколлекторы

Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т. е. системой пустот — пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т. е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость.

Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные ( 0,2 мкм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость — это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор К к объему образца породы V2:kn = Vi \V%. При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость — объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры.

Коэффициент эффективной пористости неф-тесодержащей породы kn. равен отношению объема пор V., через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы, коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64 %, а по вершинам тетраэдра — 25,95 %, независимо от размера шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства. Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40 %, например для газоносных алевролитов (алевритов) место-скоплений Ставрополья его значения составляют 30-40 %. Наиболее распространенные значения к нефтеносных песчаников Русской платформы 17-24%.

Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных. Проницаемость — важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу проницаемости (1 мкм ) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа с составляет 1 м3/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне — от 0,05 до 3 мкм2, трещиноватых известняков — от 0,005 до 0,02 мкм2. Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород. Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте.

Даже в пределах небольшого образца породы размеры пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды.

Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапиллярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм2 и не имеют практического значения. При разработке месторождений применяют методы искусственного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин. Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А — 20, В — 15-12, С — 10-15, D-5-10, Е — 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется’ На три группы по скорости движения фильтрата через породу.

В последнее время широко применяется классификация песчано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным. Согласно этой классификации выделяются шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости. Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин на приток. Породы-флюидоупоры (покрышки).

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохо проницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью.

Обычно они прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно- Сибирская провинции и т. д. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдельных залежей. Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.

Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих, их минеральных частиц, химического состава и способности к ионному обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности.

Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами. Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В. П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.

Породы коллекторы и неколлекторы.

Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.

  Требования фгос по общению

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.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.

.

По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа — это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений.

На рисунке 1.8 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.

Рисунок 1.8 — Различные типы пустот в породе

а — хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б — плохо отсортированная порода с низкой пористостью; в — хорошо отсортированная пористая порода; г — хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами; д — порода, ставшая пористой благодаря растворению; е — порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.

Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:

.

Открытая пористость образуется сообщающимися порами.Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

. (1)

Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.

. (2)

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.

В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен показанной на (Рисунке 1.9) коэффициент пористости будет составлять » 47.6 %. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (Рисунок 1.10) пористость будет составлять всего 25.9 %.

Кавернозность

Кавернозностьгорных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13 – 15 %, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1 – 2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности равен отношению объема каверн к видимому объему образца .

. (3)

Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватость

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 – 50 мкм и микротрещины шириной до 40 – 50 мкм

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 – 2 %.

Чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

Дата добавления: 2017-01-08 ; просмотров: 1777 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Пористость. Горные породы, как вместилища нефти и газа в природе.

Горные породы, как вместилища нефти и газа в природе.

Коллекторские свойства пород.

Нефть и газ, а так же пластовые воды в залежах насыщают как губку горные породы. Не все породы содержать нефть и газ. По своей способности содержать в себе жидкие и газообразные флюиды породы делятся на коллекторы и неколлекторы (флюидоупоры).

Коллектор – это горная порода, способная аккумулировать, то есть накапливать, сохранять и отдавать подвижные вещества, то есть воду, нефть и газ при разработке. К ним относятся пески, песчаники, алевролиты, рифовые и органогенные известняки, доломиты и другие пористые породы вплоть до магматических.

Неколлекторы или породы-покрышки (флюидоупоры) – это породы непроницаемые для нефти, газа и воды. Они образуют экраны на путях миграции УВ и удерживают нефть и газ в коллекторе, не дают им рассеяться.

Основными физическими параметрами, определяющими коллекторские и ёмкостные свойства горных пород является пористость и проницаемость.

Пористость (пустотность) – это ёмкость коллектора, то есть наличие в породах пустотного (порового) пространства, не заполненного твердым веществом.

Проницаемость – это свойство породы пропускать через себя жидкости и газа при перепаде давления.

Пористость

Пористость бывает полная или абсолютная – это объем всех пор, находящихся в породе;

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между собой (то есть кроме пор запечатанных).

Количественно пористость выражается коэффициентом общей пористости, которые представляет собой отношение объема всех пустот к объему всей породы, содержащей эти пустоты.

В нефтепромысловой практике наиболее важен и используется Кп.о., в числите которого учитывается лишь объем сообщающихся пор.

По величине поровых каналов они подразделяются на 3 группы:

1) сверхкапиллярные –диаметр 2 — 0,5 мм

2) капиллярные – диаметр 0,5 — 0,0002 мм

3) субкапиллярные с сечением менее 0,0002 мм

По сверхкапиллярным порам движение жидкости и газов происходит свободно под действием силы тяжести. П о капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. По субкапиллярным движение жидкостей и газов практически невозможно. Они находятся в связанном состоянии образуя пленку на стенках.

  Требования к радиорекламе

Теоретически максимальная пористость (Кп=47,6 %) может быть при идеально окатанных и равновеликих зернах (шарах) при их кубической упаковке.

При ромбической упаковке коэффициент = 25,9 %.

На практике Кп изменяется в широких пределах от нескольких процентов до 35-40 %. В большинстве случаев от 12 % до 25%. При Кп менее 5%-6% порода практически непроницаема.

Образование пустот в породе и генетические типы пор

1. Поры межзерновые в терригенных обломочных породах, образовавшихся естественным путем в процессе осадконакопления. Это пустоты между зернами или гранулами пород. Поэтому и пористость и коллекторы этого типа называются поровыми, межзерновыми или межгранулярными.

2. Поры растворения или каверны образуются под воздействием пластовых циркуляционных вод. Преимущественно находятся в карбонатных в породах. Каверны образуются в результате выщелачивания, растворения подземными водами либо карбонатного цемента, скреплявшего зерна в осадочной породе, либо самих карбонатных пород, либо каких-то минералов, находившихся в составе пород.

3. Поры, образующиеся за счет химического превращения осадка. Например, доломитизация – превращение известняка в доломиты, сопровождаемое уменьшение объема породы, то есть появлением дополнительных пор и трещин.

4. Поры, образованные за счет растрескивания пород, в зонах растяжения земной коры по плоскостям нарушений. Это тектоническая трещиноватость. Кроме них различают ещё трещины литологические, образующиеся за счет уплотнения осадка в стадии диагенеза или за счет перекристаллизации породы на стадии катагенеза.

5. Поры, образованные за счет процессов повторного выветривания, особенно в карбонатных породах.

6. Выделяются также биопустоты сохранившиеся внутри скелетов раковин (межперегородочные камеры) или пустоты межраковинные в известняках-ракушняках.

Из перечисленных путей образования пустот первый и шестой являются первичными, четыре других – вторичны.

Техническая библиотека

Геологоразведка и геологоразведочное оборудование // Коллекторы и флюидоупоры

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией — размером зерен.

Размер частиц: крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм; алевролитов — 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.

На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

— Наличие, в основном, только 2 х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;

— Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

— Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.

Эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 — 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м 3 /сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения — основными коллекторами нефти и газа.

Пористость горной породы — наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость — способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы или флюидоупоры — это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры — это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

21. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей. Породы коллекторы и неколлекторы.

Породы — коллекторы и породы — неколлекторы. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных поро­дами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — 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.

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.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, назы­ваются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысло­вой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геологофизическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

22. Внутренние геологические границы и их виды.

Про­ведение границ означает разделение пространства залежи на обла­сти, в отношении которых делается допущение, что внутри них значения признаков известны для любой точки. В результате про­странство становится полноопределенным.

По процедуре выделения внутренних геологических границ различают границы естественные и условные.

Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород. Это — поверхности напластова­ния, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостно-фильтрационными свойства­ми, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктив­ные, связанные с разрывными нарушениями, и др.

Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих техноло­гические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принад­лежащим разным недропользователям и другим, которые не при­урочиваются к каким-либо естественным границам.

  Заявление об оспаривании отказа в государственной регистрации права

23. Расчленение продуктивной части разрезов скважин, методы и задачи решаемые при этом.

Расчленение продуктивной части разреза скважины — это вы­деление слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизи­ческие методы, которыми в обязательном порядке исследуются сква­жины всех категорий. Данные геофизических исследований увязываются с имеющи­мися геологическими данными описания и анализа образцов пород, с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими метода­ми.

Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофи­зических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами.

Результаты расчленения разреза скважины представляются в виде литологической колонки, на которой приводятся кривые основного комплекса геофизических исследований.

Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет определить в каждой скважине один из важных параметров, необходи­мый как для подсчета запасов, так и для эффективной организации разработки залежей и эксплуатации отдельных скважин, — толщины пластов и горизонта.

При изучении разрезов скважин выделяются: 1) общая толщина; 2) эффективная тол­щина; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГНК.

Породы-коллекторы

Основные параметры коллекторов

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их в промышленных количествах при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, доломиты), кремнистые (радиоляриты, спонголиты) породы. В редких случаях коллекторами могут служить изверженные и метаморфические породы. Характер пустотного пространства в породах определяется текстурными особенностями породы, размерами и формой минеральных зерен, составом цемента, способностью пород к трещиноватости.

Основными параметрами коллекторов является пористость и проницаемость.

Пористостью называется доля пустотного пространства в общем объеме породы. Величина пористости может быть выражена в процентах или долях единицы.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость — это объем всех пор в породе.

При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость — объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и открытой пористости существует понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры.

Другим важным параметром, характеризующим фильтрационные свойства пород-коллекторов, является проницаемость — свойство пород пропускать сквозь себя жидкости и газы. Проницаемость выражается в долях квадратного метра. Обычно проницаемость, измеренная параллельно слоистости, выше проницаемости, определенной перпендикулярно к напластованию.

Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, фазовую (эффективную) и относительную [9].

Абсолютная проницаемость — проницаемость, измеренная в сухой породе при пропускании через неё сухого инертного газа (азота, гелия); часто она измеряется по воздуху.

Фазовая (эффективная) проницаемость — способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других; для отдельных флюидов зависит от их количественного соотношения. Особенно это заметно при разработке месторождения. При откачке и уменьшении количества нефти в пласте ее фазовая проницаемость постепенно падает.

Относительная проницаемость — отношение величины эффективной проницаемости данного флюида к величине проницаемости при 100 % насыщении породы данным флюидом. Она непрерывно меняется при эксплуатации залежи, т. к. меняется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Пластовые флюиды — нефть, газ, вода — аккумулируются в пустотном пространстве породы-коллектора, представленном порами, кавернами и трещинами. По преобладающему виду пустот породы-коллекторы делятся на поровые, кавернозные, трещинные и биопустотные [9, 10].

Поровыми (гранулярными) являются в основном песчаноалевритовые породы и некоторые разности карбонатных — оолитовые, обломочные известняки. Пустоты коллекторов представлены порами, размеры их не превышают 1 мм (рис. 89).

Рис. 89. Поровые коннекторы

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, изверженные и метаморфические. Трещины определяют главным образом проницаемость этих образований. В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчаноалевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться и нефтепроизводящими (рис. 90).

Рис. 90. Трещинные коллекторы

Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн) в карбонатных толщах. Размеры каверн превышают 1 мм. Пустотное пространство образуется также при метасомагическом замещении кальцита доломитом (рис. 91).

Рис. 91. Кавернозные коллекторы

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными и кремнистыми породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер (рис. 92).

По времени формирования все виды пустот могут быть первичные, образовавшиеся вместе с породой, и вторичные, образовавшиеся уже в готовой породе. Поры чаще бывают первичные, а каверны и трещины — вторичные. В карбонатных породах могут существовать еще реликтовые пустоты, например, пустоты раковин.

Рис. 92. Биопустотные коллекторы

Влияние постседиментационных процессов на изменение пустотного пространства

После завершения седиментации пористость образовавшегося песчаного осадка называется гипергенно-седиментационной. Последующие процессы диагенеза и катагенеза (уплотнение, цементация, регенерация) способствуют уменьшению, сокращению свободного порового пространства (рис. 93).

Рис. 93. Сокращение норового пространства в песчаниках за счет вторичных процессов. Шлифы

Наряду с уменьшением пористости пород на глубине иногда развиваются процессы, которые способствуют увеличению порового пространства: растворение, выщелачивание, перекристаллизация, образование трещин, метасоматоз (рис. 94).

Рис. 94. Процессы, способствующие формированию вторичной пористости в породах-коллекторах. Шлифы

Породы-флюидоупоры

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами — флюидоупорами (покрышками, экранами). Лучшими покрышками считаются соленосные толщи, но наиболее распространены в этом качестве глины.

Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и органическое вещество.

Важнейшим качеством глин для формирования экранирующих свойств является пластичность — важнейшее качество глин, обеспечивающее способность к перестройке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Она исключает механическое разрушение при прорыве нефти и газа под избыточным давлением (до определенного предела). Однако при росте давления в течение достаточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экранирующие свойства.

Соли, гипсы и ангидриты являются покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводорода. Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. С увеличением глубины возрастает пластичность солей и сульфатных пород, в связи с чем улучшаются и их экранирующие свойства.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород.

По площади распространения различаются региональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью. Они обычно выдерживаются в пределах отдельных нефтегазоносных областей. Зональные покрышки бывают выдержаны как минимум в пределах одной зоны нефтегазонакопления. Локальные покрышки имеют ограниченное распространение, часто занимают площадь одного или нескольких месторождений. Они обусловливают сохранность отдельных залежей и характер их распределения в разрезе месторождения.

Карбонатные покрышки часто ассоциируются с кабонатными же коллекторами, границы между ними имеют весьма сложную поверхность. Для

карбонатных покрышек характерно быстрое приобретение ими изолирующей способности (в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка). Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород.

Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.