Типы коллекторов и флюидоупоров. Классификация карбонатных коллекторов

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы , способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки . Критериями принадлежности пород к коллекторам и служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием , трещиноватости , кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов , она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: , глинисто-кремнисто-битуминозные, и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава , сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации , интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания . Особенности карбонатных пород — ранняя литификация , избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Карбонатные породы как коллекторы нефти и газа уверенно конкурируют с терригенными образованиями. По различным данным от 50 до 60% современных мировых запасов УВ приурочено к карбонат­ ным образованиям. Среди них выделяются наилучшие по качеству коллекторы - рифовые сооружения, с которыми связано почти 40% запасов УВ в капиталистических и развивающихся странах1 . Сейчас добыча нефти из известняков и доломитов составляет около половины мировой. Хотя максимальное число подобных залежей связано с палеозойскими отложениями, наиболее крупные месторождения, в том числе в рифах, открыты в мезозойских породах. Это прежде всего Ближний Восток с наиболее крупным в мире нефтяным месторожде­ нием Гхавар в Саудовской Аравии. В этом районе сосредоточено наибольшее количество нефти на планете преимущественно в карбо­ натных породах. Крупнейшие скопления в рифовых сооружениях мезозойского возраста открыты в южной части бассейна Мексиканско­ го залива, здесь же получены и рекордные дебиты в десятки тысяч тонн в сутки. Можно отметить некоторую связь между развитием карбонатных коллекторов и усилением карбонатонакопления в гео­ логической истории, что связано с общей цикличностью геотектони­ ческого развития и периодичностью осадкообразования.

Карбонатные коллекторы характеризуются весьма специфически­ ми особенностями. Они отличаются крайней невыдержанностью, зна­ чительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление. В них относительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения. Фациальный облик известняков в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на формирование коллекторских свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текс­ турным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей. В процессе изучения коллекторских свойств карбонатных толщ многи­ ми авторами неоднократно подчеркивалась решающая роль генезиса отложений, гидродинамики среды карбонатообразования в заложении структуры пустотного пространства, которая может быть более или менее благоприятна для формирования коллекторов и определяет характер последующих преобразований.

В целом вторичные изменения (в том числе и тектонического порядка) больше сказываются на карбонатных коллекторах, чем на терригенных. Это связано с легкостью их растворения как на глубине, так и при перерывах в осадконакоплении, явлениями метасоматоза и большей эффективностью развития трещиноватости. Особенно велико

1 После усиления раэбуривания континентальных склонов все эти цифры возможно существенно изменятся.

Таблица 15, Пустоты в карбонатных породах

влияние вторичных преобразований в породах с первично неоднород­ ной структурой порового пространства (детритовые разности типа вакстоун, грейнстоун). Как показано К.И. Багринцевой (1979 г.), наи­ большее значение для формирования высокой емкости и проницаемо­ сти имеют генетические черты карбонатных пород. На основе этого положения ею создана принципиальная классификационная схема карбонатных коллекторов, в которой величины пористости, проницае­ мости и коэффициенты флюидонасыщенности привязаны к генетичес­ ким и текстурно-структурным особенностям пород. По характеру постседиментационных преобразований карбонатные породы отлича­ ются от терригенных, прежде всего это касается уплотнения. Остатки биогермов с самого начала представляют практически твердые образо­ вания и далее не уплотняются. Мелководные осадки из форменных элементов (обломков раковин) литифицируются в диагенезе очень быстро. Пористость несколько сокращается, но вместе с тем значи­ тельный объем порового пространства "консервируется".

В карбонатных породах отмечаются все виды пустот (табл. 15). В зависимости от времени возникновения они могут быть первичными (седиментационными и диагенетическими) и вторичными (постдиагенетического происхождения). В органогенных карбонатных породах к первичным относятся пустоты виутрираковинные (в широком смыс­ ле - внутриформенные), реликтовые, а также межраковинные.

Созданию вторичных пустот способствуют процессы растворения (выщелачивания), перекристаллизации, метасоматоза (в основном доломитизации и раздоломичивания), стилолитизации, образования трещин. Те или иные процессы сказываются по-разному в зависимости от генетического типа породы.

Перерывы в осадконакоплении, имеющие региональное значение с выводом отложений на поверхность, играют большую роль при формировании зон высокоемких коллекторов.

Под поверхностью размывов и несогласий в массивах карбонатных пород часто можно встретить закарстованные зоны, связанные с выветриванием и выщелачиванием. В пределах нефтяных месторожде­ ний к этим зонам приурочены высокопродуктивные горизонты. Вдоль трещиноватых зон растворение происходит до больших глубин, в Камском Приуралье оно отмечается на глубинах до 1,0 км.

Среди карстовых явлений следует отметить некоторые особые слу­ чаи, имеющие локальное и региональное значения. Одним из примеров подобных явлений служит хемобиогенная коррозия, проявляющаяся в случае развития микрофлоры на ВНК, которая создает кислую среду, повышает ее агрессивность и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углекисло­ ты, образующейся при разрушении нефтяной залежи. В обоих случаях переотложение растворенного карбоната кальция ниже подошвы залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта.

Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста). Это явление связывают с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие трещин, в результате чего увеличивается поступление CO2 с глубин и, как следствие, развивается глубинный карст с образованием коллекторов. Очевидно, на развитие гипокарста влияет и достижение состояния неустойчивости кальцита при погру­ жении (о чем говорилось в предыдущей главе).

В пределах основных генетических групп карбонатных пород можно выделить определенные структурные разности пустот. Среди биоморфных разностей органогенных известняков, например, в рифах нижнепермского возраста в Предуралье, развиты внутрираковинные и межраковинные пустоты.

В рифах выделяются "ситчатые" известняки с пористостью (пустотностью) до 60%, сложенные кораллами, мшанками, брахиоподами (см.

рис. 36), "губчатые" крупнодетритовые известняки (с пористостью 4 0 - 45%), часто кавернозные и малопористые известняки с отдельными порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. Все разновидности известняков выделяются внутри рифового массива. Ситчатые и губча­ тые группируются в зоны повышенной пористости. Образование ее в этих зонах часто связано с выведением пород на поверхность и вывет­ риванием. Дебиты скважин в разных частях рифов резко различаются.

Среди фитогенных известняков выделяются строматолиты, имею­ щие широкое развитие в породах кембрийского, вендского и рифейского возраста. Скелетные остатки этих организмов имеют пустоты и могут быть коллекторами.

Органогенно-обломочные известняки, как правило, всегда сцемен­ тированы и обладают меньшими емкостными возможностями по сравнению с биоморфными разностями. Пустоты (поры) органогенно-

Рис. 61. Пустоты и мелкие ка­ верны вдоль стилолитового шва в известняке (увел. 24, николи +)

обломочных пород называются межагрегатными, так как внутренняя структура составных частей этих пород различна.

Хемогенные породы по особенностям структур пустот подразде­ ляются на три группы.

1. В оолитовых породах различается пористое пространство межоо­ литовое, трещины сокращения между и внутри концентров оолитов и, наконец, отрицательно-оолитовые пустоты, образующиеся при выще­ лачивании оолитов.

2. В кристаллических (зернистых) известняках структура порового пространства (в случае растворения) межзерновая и кавернозная.

3. Пелитоморфные известняки обычно обладают повышенной трещиноватостью по сравнению с другими типами карбонатных пород.

В них же наиболее часто развиты стилолитовые швы. Обычно можно видеть все переходы от самых ранних стадий - зародышей и сутурных швов к типичным стилолитам. Образование стилолитов связано с неравномерным растворением под давлением. Глинистая корочка на поверхности стилолитовых швов представляет нерастворимый остаток породы. Часто горизонты развития стилолитов являются наиболее продуктивными в разрезе. Они проницаемы, за счет вымывания глинистых корочек может образоваться зияющая пустота (рис. 61).

Обломочные карбонатные породы в структурном отношении отли­ чаются от перечисленных групп. В принципе они сходны с обычными кластическими породами, но по характеру преобразований тяготеют к известнякам.

Из числа вторичных процессов важнейшее значение имеют цемен­ тация, перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание, кальцитизация, сульфатизация. Цементация может начаться очень рано и происходить быстро, как это было хорошо видно на примере бич-рока Гавайских островов. Кальцитовый цемент выкристаллизовывается из морской воды, заливающей пляж, и за счет частичного растворения

нестойких минералов. Пляжный карбонатный песок может отверде­ вать за несколько дней. Подобная почти мгновенная литификация происходила и в прошлые времена. Дальнейшая судьба оставшихся в каркасе такого "литификата" пустот может быть различна. При перекристаллизации происходит существенное изменение структуры и текстуры пород. В целом этот процесс направлен в сторону увеличения размеров кристаллов. Если при перекристаллизации часть вещества выносится, пористость возрастает. Наибольшей вторичной пористостью обладают неравномерно перекристаллизованные породы. Рост круп­ ных кристаллов способствует образованию микротрещин.

Наиболее эффективное влияние на формирование вторичной пустотности оказывают выщелачивание и метасоматоз (в основном доло­ митизация). Растворение при выщелачивании проявляется по-разному в зависимости от большей или меньшей дисперсности слагающих породу частиц. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем кальцит, сульфатные воды более активно растворяют доломит и т. п. Анализ изменения фильтра- ционно-емкостных параметров, определяемых в том числе и выщела­ чиванием, устанавливает их весьма отчетливую связь со структурногенетическими типами пород. Хорошим примером в этом отношении является крупный рифовый массив раннепермского и каменноуголь­ ного возраста, расположенный в северной бортовой части Прикаспийс­ кой впадины.

Месторождение Карачаганак находится под соленосной кунгурской толщей на глубинах от 3750 до 5400 м. В продуктивной толще преимущественным развитием пользуются биогермные и биоморфнодетритовые известняки. В меньшей степени развиты хемогенные и органогенно-обломочные разности, присутствуют доломиты, как продукты замещения известняков. По фациальной принадлежности различаются породы ядра биогерма, склоновых фаций, внутририфовой лагуны и шлейфовые отложения. Это обычная схема строения всех рифовых массивов. Наилучшими коллекторскими свойствами облада­ ют породы ядер биогермов, а также отложения склоновой фации раннекаменноугольного возраста, залегающие уже на глубине порядка 4,8-4,9 км. Для них характерны значения пористости от 10 до 23% и проницаемости (100-500)·10- 1 5 м2 . Такие высокие свойства на больших глубинах определяются тем, что широко развитые процессы растворе­ ния привели к формированию линзовидных крупнопористых зон с унаследованной кавернозностью. Аналогичные рифовые и предрифовые фации меловых отложений в Мексике в зоне Ла-Реформа являются основой для формирования хороших коллекторов с пористостью от 14 до26% и проницаемостью в десятые доли квадратного микрометра. Унаследованное выщелачивание в рифогенных известняках К. И. Баг-

Рис 62. Распределение коллекторов различных типов в рифовом массиве месторождения Карачаганак (по К. И. Багринцевой и др.).

Типы коллекторов:

1 - каверново-поровый, 2 - поровый,3 - сложный (порово-трещинный, трещинно-поро- вый, трещинный; фациальные зоны:4 - биогермная постройка, 5 - внутренняя лагуна; отложения:6 - склоновые; 7 - шлейфовые,8 - соль,9 - ангидриты,10 - глинистые

ринцева относит к числу главных факторов формирования коллектор­ ских свойств. Распределение фациальных зон и типов коллекторов Карачаганакского месторождения иллюстрируется на рис. 62.

Доломитизация (и обратный процесс раздоломичивания) является одним из ведущих факторов при формировании коллекторов. На образование доломита влияет соотношение в воде магния и кальция и общая величина солености. При более высокой концентрации солей требуется и большее количество растворенного магния. В процессе диагенеза доломит возникает за счет своих предшественников, таких, как магнезиальный кальцит. Первичная диагенетическая доломитиза­ ция не имеет существенного значения для формирования коллекторс­ ких свойств. Метасоматическая доломитизация в катагенезе более важна для преобразования коллекторов. Для доломитообразования необходимо поступление магния. Источники его могут быть различны. Одним из главных являются рассолы, связанные с соленосными тол­ щами. Действительно, на примере Припятского прогиба можно видеть, что между составом рассолов и интенсивностью вторичной доломити­ зации устанавливается достаточно отчетливая зависимость. В тех стра­ тиграфических зонах, где девонские карбонатные породы наиболее сильно доломитизированы, содержание магния в рассолах резко падает, он использовался для образования доломита. При катагенетических процессах в условиях повышенных температур растворы теряют свой магний, обменивая его на кальций вмещающих пород, как следует из хорошо известных реакций Гайдингера и Мариньяка. Например, по Мариньяку.

Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления .

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы - коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95-98 %).

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25-50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По величине обломков различают породы:

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

Емкость определяется пористостью - объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

Карбонатными породами, как известно, нередко сложены значительные по

карбонатных пород служили растворенные в водах соли кальция и магния. При

избыточном количестве последних в водной среде они начинают выделяться в

осадок чисто химическим путем, либо при поглощении из водной среды живыми

организмами эти соли попадают в осадок в виде карбонатных скелетных

остатков. Карбонатные породы: известняк, мел, доломит, известковый туф

Оценочно - генетическая классификация.

В классификационной схеме все породы - коллекторы подразделены на

группы А, Б, В, которые объединяют семь классов коллекторов, отличающихся

друг от друга оценочными параметрами, литологическими и структурными

особенностями. Группы А и Б в основном представлены коллекторами порового и

каверно - порового типов; группа В - коллекторами смешанного и трещинного

Породы - коллекторы, выделенные в группы А, Б, В, различаются не

только по тексстурно - структурным особенностям, но и по времени формирования пустотного пространства.

Так, в породах группы А развит в основном седиментационные поры, размеры которых увеличены за счет вторичных процессов выщелачивания, иногда до размеров каверен. Существенного генетического различия между порами и кавернами нет, также однозначно влияние их на коллекторские свойства. Следовательно, к этой группе коллекторов относятся и коллекторы каверно - порового типа. Важно, что и проницаемость и емкость определяются поровыми каналами различного размера. Группа А представлена в основном карбонатами органогенного и обломочного происхождения, отличающимися рыхлой упаковкой фрагмента и

различными размерами и окатанностью обломков. Цемент содержится в

небольшом количестве (до 10 %), образует крустификационные корочки и

регенерационные оболочки вокруг детрита, редко заполняет поры, представлен

новообразованными кристаллами кальцита.

Группа А содержит два класса пород: проницаемостью от 300 до 500 мД и

проницаемостью 500 мД и выше. Содержание связанной воды в них незначительно

(от 5 до 20 %), I и II классы отличаются высокой полезной емкостью и

высокими фильтрующими свойствами. Коэффициент газонасыщенности пород I и II

классов высокий - 0, 95 - 0, 8. Тип коллектора каверно - поровый и поровый.

В породах группы Б развиты седиментационные и реликтово - седиментационные поровые каналы, но размеры их резко сокращены, и меньшую роль в поровом пространстве играют пустоты выщелачивания. Основное отличие пород этой группы от пород группы А заключается в большей сложности процессов строения порового пространства, что обусловлено действием вторичных процессов.

Группа Б представлена сильно измененными породами органогенного и

обломочного происхождения, а также мелко - и среднезернистыми разностями

хемогенного генезиса. Органогенные и органогенно - обломочные карбонаты

характеризуются различной степенью цементации (цемента 15 - 20 % и более), неодинаковой интенсивностью перекристаллизации (от слабо до сильно

перекристаллизованных) и различной плотностью упаковки фрагментов.

Породы этой группы отличаются значительной вторичной кальтизацией,

интенсивность которой определяет сложное строение порового пространства:

морфологию, размеры и форму поровых каналов, а также характер их

взаимосвязи. Наличие поровых каналов и преобладание узких, сильно

извилистых обуславливает снижение проницаемости этих пород от 300 до 10 мД.

Постепенное усложнение структуры порового пространства (большое число

мелких пор, сильная извилистость и шероховатость поровых каналов и др.)

послужило причиной неодинакового влияния связанной воды на изменение

эффективных параметров - емкости и проницаемости. Именно для коллекторов

группы Б характерна обратная линейная связь между остаточной

водонасыщенностью и проницаемостью. Они отличаются средней полезной

емкостью и средними фильтрационными свойствами. Коэффициент

газонасыщенности коллекторов III класса 0, 88 - 0, 78, IV класса) 0, 84

-), 7; V класса 0,8 - 0, 62. Тип коллектора в основном поровый, но V класс

может быть представлен трещинно - поровым коллектором.

Карбонатные породы группы В отличаются наиболее сложным характером

порового пространства. Развиты мелкие поровые каналы, которые обладают

извилистостью, плохой сообщаемостью. Характерны изолированные пустоты

выщелачивания (каверны) и трещины различной ориентировки.

Группа В представлено главным образом породами хемогенного и

биохемогенного происхождения, а также сильно перекристаллизованными,

измененными постседиментационными процессами, органогенными породами, в

которых форменные элементы практически не различимы. Это очень плотные,

малопроницаемые и чаще всего низко пористые породы.

Поровое пространство хемогенных и биохемогенных пород крайне

неоднородно и сложно по строению: морфология, размеры пор, форма взаимосвязи их определяются интенсивностью вторичных процессов. Поры отличаются округлой, иногда неправильной формой, располагаются между кристаллами или секут их. Соединение пор друг с другом осуществляется по межкристаллическим канальцам, ширина и степень извилистости которых зависят от размера кристаллов цемента. Чем меньше кристаллы, тем тоньше зазоры между ними, а следовательно, более узки и извилисты каналы, соединяющие поры. Мелкие поры соединяются друг с другом по тончайшим (менее 5 - 10 мкм) каналам, которые прослеживаются между кристаллами в основной микротонкозернистой массе карбоната. Сообщаемость поровых каналов затруднена, часто они изолированы, что определяет их низкие фильтрационные свойства. Характерны пустоты выщелачивания и перекристаллизации.

Породы - коллекторы этой группы отличаются низкой полезной емкостью

матрицы и низкими фильтрующими свойствами - доли и единицы миллидарси.

Коллекторы группы В характеризуются смешанным типом пустотного

пространства. В нее входят порово - трещинный и трещинный типы коллекторов.

Интенсивность развития трещин имеет решающее значение для отнесения пород

к коллекторам или к неколлекторам.

Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные резервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторождений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скопление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и биопустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и некоторые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

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 песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими. Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах. В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает карстообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными породами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер. Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ. Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах. Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями. Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов − выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др. Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой − характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверхность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризуется величиной удельной поверхности:

где f – коэффициент пористости; D – средний диаметр зерен, см.

Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами. Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известняков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей. Она существенно изменяется уже в диагенезе − когда происходит выщелачивание, перекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет определяющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород. Кавернозные известняки являются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся каверны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразованиями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить. В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как правило, благодаря трещиноватости, достигая 2 − 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

где V – скорость фильтрации, м/с; m – динамическая вязкость, Па с; Δр – перепад давления на отрезке А1, Па/м; Кп – коэффициент проницаемости, м2. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2. Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным характером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД; при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигурации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсортированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента проницаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец пористой среды и от времени фильтрации. Однако в процессе эксперимента наблюдаются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изменяющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого материала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сечения поровых каналов. При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита − в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – пористости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных коллекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин. Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени заполнения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного происхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гранитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами основного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами. Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 57%; в известняках и доломитах – 42%; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты). Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в качестве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мелкозернистые песчаники и алевролиты. Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разведанных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое развитие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов − заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород. Однако еще в начале XX столетия были получены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами катагенеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количество рассеянного ОВ, окремнелые. Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверхность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны контакта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость. Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (>1 мм). Среди последних различают сверхкапиллярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные поры размером <0,0002 мм. Породы, обладающие субкапиллярными порами, для нефти практически непроницаемы; к ним, в частности, относятся глины.

Изучение терригенных коллекторов, выполненное Г.Н. Перозио, Б.К. Прошляковым, П.А. Карповым, Е.Е. Карнюшиной, Р.Н. Петровой, И.М. Горбанец и др., показало тесную корреляционную зависимость между типом коллекторов и величиной открытой пористости, с одной стороны, и уровнем катагенетического преобразования их с глубиной, с другой. Определяющими при этом являются процессы уплотнения пород-коллекторов и трещиннообразование. Данные Б.К. Прошлякова по Прикаспийской впадине показывают, что соответствующее уплотнение и активное трещиннообразование происходит на глубине 3,5-4,0 км, а образующаяся при этом трещинная пористость составляет около половины всего объема пор, а трещинная проницаемость измеряется тысячами миллидарси. Наглядное представление о типах коллекторов в терригенных породах и влиянии катагенеза в процессе погружения их дает сводная таблица, составленная Е.Е. Карнюшиной (табл. 2).

Для сравнения, по данным И.М. Горбанец (1977), трещиннообразование в кварцевых и глауконито-кварцевых алевролитах верхнего эоцена Западно-Кубанского прогиба Скифской эпигерцинской плиты начинается с глубины около 4,0 км. В интервале разреза от 0,6 до 5,0 км выделяются следующие зоны распределения различных типов коллекторов: I тип (до 3,5 км) − поровые; II (3,5-4,5 км) − преобладание трещинно-поровых при наличии всех остальных типов; III (глубже 4,5 км) − трещинные.

Существует основная классификация пор, каналов и других пустот по размерам на основе различия основных сил, вызывающих движение флюидов. М.К. Калинко составил общую классификационную таблицу всех видов пустот в зависимости от их морфологии и размеров (табл. 3; пределы отклонения размеров указаны в каждом конкретном случае).

А.А. Ханин применяет иную, чем М.К. Калинко, градацию пор по размерам, выделяя макропоры крупнее 1 мм и микропоры меньшие, чем эта величина. Комплексное использование основных отмеченных выше параметров пород-коллекторов позволило предложить на базе рекомендаций А.А. Ханина и др. в качестве практической (промышленной) следующую классификацию коллекторов, различающихся по величине пористости и проницаемости. К коллекторам первого класса относятся коллекторы с эффективной пористостью свыше 26% и проницаемостью – свыше 1000 мД; второго класса – коллекторы с эффективной пористостью от 18 до 26% и проницаемостью – от 500 до 1000 мД; третьего − от 12 до 18% и проницаемостью – от 500 до 100 мД; четвертого − от 8 до 12% и от 100 до 10 мД; пятого класса − от 4,5 до 8% и от 10 до 1 мД. Породы-коллекторы, имеющие эффективную пористость менее 4,5% и проницаемость ниже 1 мД, промышленного значения не имеют, образуя коллекторы шестого класса. Наиболее полные классификации карбонатных коллекторов разработаны Е.М. Смеховым и др. (1962) и М.К. Калинко (1957). Обычно карбонатные коллекторы разделяются на три большие группы: межзерновые, межагрегатные и смешанные. Группа межзерновых коллекторов включает несколько типов в зависимости от состава вещества, заполняющего межзерновые пространства, и степени заполнения, а межагрегатных − две подгруппы: порово-каверновые и трещинные коллекторы; пористость последних не превышает, как правило, 1,7−2%.