Породы-коллекторы и их роль в нефтегазовой геологии.

Коллекторами газа и нефти являются горные породы, содержащие эти флюиды и отдающие их при разработке. Поэтому изучение продуктивных пластов и слагающих их пород-коллекторов, решение методических и теоретических задач, относящихся к этой области знаний и освещающих путь практике, позволяют правильнее подойти к проблемам поисков новых месторождений нефти и газа, подсчету их запасов и выбору рационального способа разработки месторождений.

Основные типы коллекторов.

В основном различаются два типа коллекторов нефти и газа: гранулярные (поровые) и трещинные.

Гранулярными (поровыми) коллекторами являются песчанно-алевролитовые породы, характеризующиеся межгранулярной пористостью и проницаемостью; известняки и доломиты с межоолитовой и трубчатой структурой пор уподобляются гранулярным коллекторам.

Трещинными коллекторами могут быть как осадочные породы, так и изверженные и метаморфические. Они обычно характеризуются высокой плотностью и развитием различных систем трещин.

Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сложена породами осадочного происхождения – песчаниками, известняками и доломитами. Породы других типов только иногда являются коллекторами нефти.

Общие сведения.

Коллекторские свойства горных пород есть функция многих условий и факторов, при которых формировались осадки: глубины бассейна, скорости течений, отдаленности источника сноса, химического состава среды, температурных условий. Они также зависят от диагенеза, эпигенеза и тектонических процессов.

Основными характеристиками пород-коллекторов являются их пористость, проницаемость, и насыщенность пластовыми флюидами. Величины этих параметров в значительной мере зависят от текстурно-структурных особенностей и состава пород-коллекторов.

Пористость.

Между твердыми частицами, слагающими горные породы, в результате того, что эти частички неполностью прилегают друг к другу своими поверхностями образуются промежутки (пустоты) различной величины – поры. Суммарный объем всех таких пустот, сконцентрированных в единице объема, называют пористостью, вне зависимости от их величины и заполнения. Происхождение порового пространства в породе определяется особенностями ее формирования и последующего развития. В зависимости от этих процессов различают поры первичные и вторичные.

Первичные поры формируются в процессе образования породы. К ним относятся поры: межзерновые – между обломками в осадочной породе; межкристаллические – по плоскостям спайности; биогенного происхождения – образовавшиеся после распада органического вещества; межслоевые – между плоскостями напластования осадочных пород.

Вторичные поры образуются в результате воздействия на породу различных факторов. Среди вторичных пор различают: трещинные, возникшие в результате дробления плотных горных пород при тектонических движениях; эрозионные, образовавшиеся под воздействием экзогенных процессов выветривания; выщелачивания, возникающие при растворении и уносе растворимых минералов потоками подземных вод.

Пористость породы определяется отношением порового пространства породы к общему объему этой породы. Она обычно выражается в процентах.

Пористое пространство пород определяется не только размерами и формой минеральных зерен, составляющих породу, но также и наличием в ней трещин, плоскостей напластования и присутствием в порах породы цементирующих веществ (рис. 1).

Рис.1

Строение порового пространства мелкозернистого песчаника.

Пористость пород может обуславливаться как процессами седиментации, так и процессами химического растворения. В большинстве карбонатных коллекторов, к числу которых относятся известняки и доломиты, пористость является результатом растворения кальцита пластовыми водами, содержащими растворенную углекислоту. Поровые пространства таких пород представлены обычно каналами и кавернами. Осадочная же (межгранулярная) пористость обуславливается наличием промежутков между отдельными зернами породы.

Величина пористости различных пород изменяется в широких пределах – от долей процента до нескольких десятков процентов. Чаще всего пористость карбонатных пород колеблется в пределах от 3 до 30%. Пористость глин может достигать 40-50% и выше.

А. И. Леворсен приводит такую приблизительную полевую оценку пористости пород:

• 0-5% - пренебрежимо малая;

• 5-10% - плохая;

• 10-15% - удовлетворительная;

• 15-20% - хорошая;

• 20-25% - очень хорошая.

Но не все гранулометрические типы песчано-алевролитовых пород могут быть оценены по этой шкале.

Пористость осадочных пород, особенно песков и алевритов, тем выше, чем более однородны по размеру и лучше окатаны отдельные песчаники. И наоборот, чем разнообразнее по размеру частицы, слагающие породу, и чем менее они окатаны, тем меньше пористость породы.

Теоретическая пористость агрегатов, составленных из сфер одинакового диаметра, зависит от упаковки зерен в породе и может колебаться от 25.96% до 47.6%. Эти пределы хорошо совпадают с пределами пористости песков. Их пористость при естественных условиях залегания колеблется от 30 до 50%.

И. М. Губкин (1932) указывал, что понятие «высокая пористость» обычно подразумевает обилие в породе различных отверстий, понятие же «низкая пористость» указывает не столько на отсутствие или незначительное количество пор, сколько на недостаток пор, способных вмещать и отдавать нефть. Для накопления нефти или газа в породе или извлечения их из нее имеет значение не только относительное количество пор, но и их абсолютные размеры. Так, к примеру, пористость гравия, состоящего исключительно из зерен правильной сферической формы диаметром 2мм, имеет то же значение, что и у глины, сложенной тоже зернами правильной сферической формы, той же упаковки, но диаметром 0.05мм. Однако в обоих случаях пористость неравноценна: гравий хороший коллектор, а глина для нефти и газа практически непроницаема.

Угловатые, неправильной формы зерна могут укладываться как более плотно, так и более рыхло, в сравнении с зернами правильной сферической формы. В связи с этим породы, образованные такими зернами, могут отличаться как большей, так и меньшей пористостью. Все зависит от упаковки этих зерен. В природных условиях довольно часто наблюдается сравнительно рыхлая упаковка зерен, обладающих неправильной, угловатой формой, что соответствующе сказывается на величине пористости породы.

Как уже говорилось, пористость – это отношение объема пустот к общему объему породы. Однако на практике наибольший интерес представляет взаимосвязанное поровое пространство. В связи с этим различают пористость:

• общую, или абсолютную (полную);

• открытую (взаимосвязанную, насыщения);

• эффективную (полезную или динамическую).

Под общей пористостью подразумевают пористость, характеризуемую общим объемом всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, связанные и не связанные между собой.

Открытой называют пористость, включающую объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

Эффективная пористость характеризует ту часть объема, которая занята движущимися в порах флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом.

Проницаемость.

Опыт показывает, что далеко не все породы, обладающие пористостью, могут пропускать через себя флюиды. И действительно, величина пористости никак не отражает характер соединения пор между собой в единую систему, а следовательно, и фильтрационную способность породы. Это свойство горных пород характеризуется проницаемостью.

Проницаемость пористой среды по отношению к жидкостям или газам есть количественная способность этой среды пропускать через себя жидкости или газы при наличии перепада давлений. Проницаемость является свойством пористой среды и мерой проводимости ее для жидкостей и газов. По аналогии с электрическими проводниками проницаемость представляет собой величину обратную сопротивлению, которое возникает в породе при течении через нее пластовых флюидов. Количественное определение проницаемости основано на законе Дарси для вязкого потока в пористой среде. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

,

где Q – объемный расход жидкости в единицу времени, - скорость линейной фильтрации, L –длина пористой среды, - перепад давления, – вязкость, F – площадь поперечного сечения. Согласно этому закону проницаемость является константой пропорциональности (k), характеризующей пористую среду, причем в идеальном случае она не зависит от типа фильтруемой жидкости. Константу пропорциональности, или коэффициент пропорциональности, k называют коэффициентом проницаемости k_пр,

.

Единица проницаемости называется дарси - проницаемость пористой системы, при которой через поперечное сечение образца площадью 1см² и длинной 1см при перепаде давления в 0.1МПа за 1с проходит 1см³ жидкости вязкостью 1сПз (сантипуазу). Обычно проницаемость выражают в более мелких единицах – миллидарси (мД), равных 0.001 Д.

Между пористостью и проницаемостью существует довольно сложная зависимость, однако проницаемость породы определяется не только объемом пустотного пространства, но и формой, размерами пор и трещин, характером их соединения между собой. Этим можно объяснить тот факт, что не всегда значительная пористость обеспечивает высокую проницаемость породы. Например, глины нередко имеют пористость не меньшую, а даже большую (до 50-60%), чем крупнозернистые пески (до 30%), а оказываются практическими непроницаемыми. Обусловлено это тем, что размеры пор у глины настолько малы, что большая часть влаги находится в них в капиллярном состоянии, т.е. не способна свободно перемещаться по пласту.

Все горные породы в той или иной степени способны пропускать через себя жидкость или газ, однако степень проницаемости их различна. По этому показателю горные породы подразделяются на три группы. К первой группе относятся проницаемые породы, через которые жидкость или газ наиболее легко фильтруются. Это – пески, гравий, галечники, трещиноватые разности других пород. Ко второй группе принадлежат полупроницаемые породы – супеси, лёсс, неразложившийся торф и др. К третьей группе относятся непроницаемые породы – глины, глинистые сланцы, аргиллиты, сцементированные осадочные породы, а также породы, находящиеся в зоне многолетней мерзлоты. Породы первой и второй групп слагают водоносные пласты, а породы третьей группы образуют пласты-водоупоры.

Абсолютной, или физической, называется проницаемость, при условии, что в пласте присутствует только один флюид, полностью насыщающий пустотное пространство пород.

Эффективной называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы – жидкой или газовой. Эффективная проницаемость является не только функцией характера пористой среды, но и функцией насыщения этой среды различными фазами флюидов. Если часть порового пространства занята другой фазой, то сопротивление течению подвижной фазы усиливается, т.е. проницаемость уменьшается для этой жидкости.

Отношение эффективной для данного флюида проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Проницаемость пород пласта определяется по образцам, отобранным из пласта, а также при исследовании скважин. Образцы горных пород, изучаемые на проницаемость, обычно имеют цилиндрическую форму размерами в диаметре 2-3см, по длине 2.5-3см. При изучении карбонатных и других трещиноватых пород используют образцы кубической формы максимального размера, чтобы оценить общий характер порового пространства.

Определение проницаемости пород является важной проблемой, т.к. оно открывает дополнительные пути для изучения структуры порового пространства, выявления каверн, трещин и их ориентировки, а также оценки направления максимальной проницаемости.

Влагоемкость и водоотдача.

От пористости горной породы зависит ее влагоемкость – свойство заключать в своих пустотах (порах, кавернах, трещинах, капиллярах) то или иное количество воды. Различают влагоемкость полную и максимальную молекулярную. Под полной влагоемкостью обычно понимают количество воды, заполняющей все пустоты горной породы и включающей все виды содержащихся в породе вод. Максимальная молекулярная влагоемкость – это количество воды, удерживаемое в горной породе силами молекулярного сцепления после удаления гравитационной воды. Обычно эта влагоемкость тем меньше, чем больше водопроницаемость пород. Максимальная молекулярная влагоемкость выражается в процентах от полной влагоемкости. Разность между полной и максимальной молекулярной влагоемкостью называется водоотдачей породы. Таким образом, водоотдачей горных пород называется способность их отдавать воду при свободном стоке ее под влиянием силы тяжести.

Водоотдача обычно определяется коэффициентом, который выражается в процентах от полной влагоемкости пород. Водоотдача 1м³ горной породы получила название удельной водоотдачи.

Остаточная водонасыщенность.

В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится остаточная вода, которая не извлекается из пористой среды при движении в ней этих флюидов. Остаточная вода удерживается в такой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами.

Образование остаточной воды связано с тем, что осадочные породы, которые являются коллекторами нефти и газа, накапливаются в основном в водных бассейнах, благодаря чему пустотное пространство их заполнено водой. Большая часть воды, оказывающаяся в поровых пространствах свежевыпавших осадков, отжимается и возвращается в гидросферу еще на ранних стадиях диагенеза, но заметное ее количество сохраняется в породах даже при больших нагрузках вышележащих слоев. Одним из важнейших свойств воды, имеющих первостепенное значение для геологических процессов, является ее способность проникать через толщу пород. Повышение температуры и давления сопровождается разрывом водородных связей молекул воды и увеличением ее проникающих свойств. Водородные связи воды обеспечивают необычайную силу ее сцепления, проявляющуюся в высоком поверхностном натяжении, а также необыкновенной способности воды смачивать различные вещества.

При дальнейшем погружении пород, которое сопровождается постепенным повышением температуры среды, поровые воды могут сильно изменить свою структуру, а соответственно и вязкость, поэтому они приобретают способность к циркуляции через толщи, ранее служивших для них водоупором. Поток таких вод очевидно потечет в сторону ослабления давления, где произойдет разгрузка и перемещение в более высокие горизонты земной коры, вплоть до дневной поверхности. Таким образом, за длительный период формирования осадочных толщ пространство между зернами, кристаллами, обломками полностью заполнится водой, связь которой с твердыми частицами пород будет различной. В дальнейшем в процессе образования нефтяных и газовых залежей происходит вытеснение воды из пористых сред вновь пришедшим флюидом. Процесс формирования месторождений связан с взаимодействием гравитационных и капиллярных сил, которые в сочетании с изменчивость литологического состава и коллекторских свойств пород обусловливают неравномерное нефтегазонасыщение резервуара ловушки, образование водоносных пропластков и сохранение связанной воды в пластах-коллекторах. Процесс вытеснения воды из пористых сред нефтью или газом происходит под давлением, но несмотря на это часть ее сохраняется, будучи удержана силами молекулярного взаимодействия. Количество и характер распределения остаточной воды различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойств пород. Эту сохранившуюся часть воды геологи называют остаточной, погребенной, связанной, иногда реликтовой.

Содержание остаточной воды в глинистых песчаниках и алевролитах, а также в тонкопористых карбонатных породах может меняться от нескольких до 70 и более процентов в зависимости от объема пор пород, составляя обычно в песчано-алевролитовых коллекторах нефти 20-30%.

Остаточная вода в нефтяных и газовых коллекторах имеет большое практическое значение для установления газонасыщенности и нефтеотдачи.

Определение остаточной водонасыщенности проводят различными методами: прямыми и косвенными.

На маршруте.

В нами исследуемых местах имелось большое количество доломитов, известняков а также песков нижнемелового возраста. При доломитизации происходит уменьшение объема занятого доломитом, по отношению к объёму, занятому кальцитом на 12,2%; на эту величину и должен теоретически возрастать объем пустотного пространства. Доломиты Домодедовского карьера подольского горизонта служат относительным водоупором,а известняки мячковского горизонта коллектором. Ввиду такой особенности и наличия источника питания здесь образуются небольшие озера. На маршруте №3 имеется большое количество источников подземных вод (D ≈ 1.5 л/с). Все они связаны с пластами песков нижнемелового возраста аптского яруса, которые являются хорошими коллекторами. Экранирующим горизонтом (водоупором) являются верхнеюрские глины, которые были встречены также и в Домодедовском карьере, что говорит об одной истории геологического развития.

На современном этапе проблема изучения коллекторов является первоочередной, так как существует необходимость разработки труднодоступных месторождений и повышения отдачи пластов, в связи с истощением разведанных запасов углеводородов.

Таким образом, коллектор является одним из важнейших объектов изучения для геологов-нефтяников как вместитель флюида.