Классификация коллекторов нефти и газа

Группа пород	Тип коллектора	Вид порового пространства	Литологические разности пород
Обломочные (терригенный)	Поровый	Межзерновой	Пески, песчаники, алевриты, промежуточные разности пород
	Трещинный	Трещинный	Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
	Смешанный	Межзерновой, трещинный	Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
Карбонатные	Поровый	Межформенный	Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
		Внутри форменный	Биоморфные известняки
		Межзерновой	Доломитистые и доломитовые хемогенные и криптогенные известняки, доломиты, калькарениты
	Трещинный	Трещинный	Криптогенные доломиты, известняки хемогенные окремненные и глинисто-кремнистые
Карбонатные	Смешанный	Межзерновой, трещинный,	Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
		каверновый
Глинистые	Трещинный	Трещинный	Аргиллиты известковые, известково-кремнистые
Кора выветривания магматических и метаморфических пород	Поровый	Межзерновой	Кора выветривания гранитов, гнейсов, силициты
Кремнистые, сульфатные	Трещинный	Трещинный	Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты
	Смешанный	Межзерновой, трещинный	Серпентиниты, андезиты

Терригенный коллектор – образуется в результате разрушения горной породы и дальнейшего накопления в седиментационном бассейне (песчани­ки, алевролиты разного состава, глинистости и характера цементирующих веществ).

Карбонатный коллектор – (известняки и доломиты) характеризуется сложным характером пустотного пространства. Поры, каверны и трещины

обязаны своим появлением процессам осадконакопления и преобразова­ниями осадка и породы.

В зависимости от преобладания типа пустотного пространства разли­чают следующие коллекторы.

Поровый (обломочные горные породы) – фильтрация флюидов обу­словливается порами, а емкостью служат первичные межзерновые про­странства.

Трещинный (любые горные породы) – фильтрация флюидов обу­словливается главным образом трещинами, а емкостью служат поры и вторичные пустоты.

Кавернозный (карбонатные горные породы) – фильтрация флюидов происходит главным образом в пустотах горной породы размером более 1 мм, возникших в результате растворения карбонатных пород.

Коллекторские свойства пластов

Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется откры­той. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости.

Открытая пористость – совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость – совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количествен­ного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы.

Одним из показателей вертикальной неоднородности пласта является коэффициент расчлененности.

Коэффициент расчлененности – это отношение числа прослоев коллек­торов продуктивного пласта, суммированного по всем скважинам в границах залежи к общему числу скважин.

Коэффициент песчанистости – это отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине.

Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объема нефти, содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного пласта в пластовых условиях. В нижеприведенных таблицах он рассчитан для чистонефтяной зоны и для водонефтяной зоны.

Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характе­ризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

Насыщенность пор флюидами – заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Смачиваемость – способность породы смачиваться жидкостью. В не­фтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти также выделяются

смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

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

Пластовая температура по продуктивным пластам Западной Сибири зависит от глубины залегания пласта и увеличивается примерно на 3 гра­дуса на каждые 100 м.

Продуктивные пласты Талаканского и Алинского месторождений Вос­точной Сибири имеют аномально низкие температуры: 10–17 градусов.

Пластовое давление – давление жидкости или газа, насыщающих пласт. При отсутствии движения давление в жидкости или газе подчиняется зако­нам гидростатики. Вследствие этого сведения о величине пластового дав­ления должны включать данные о глубине, на которой произведен замер.

Давление, измеренное в первой разведочной скважине, вскрывшей залежь, называется начальным пластовым давлением. Измеряют давление глубинным манометром на уровне середины вскрытого интервала пласта.

После пуска скважины в опытную эксплуатацию и вскрытия залежи последующими разведочными скважинами в пласте происходят снижение и перераспределение давления, вызываемые отбором жидкости и появле­нием новых точек стока.

Если при опытной эксплуатации скважин наблюдается быстрое падение давления, то это означает, что промышленные запасы нефти или газа ограниче­ны. Медленное падение давления, особенно при значительном отборе из пласта продукции, является признаком, по которому можно судить о значительных запасах минерального сырья в открытой нефтяной или газовой залежи.

Значительное число нефтяных и газовых залежей приурочено к пласту, образующему региональную гидродинамическую систему. В таких залежах давление определяется статическим напором краевых вод и равно или близко по значению гидростатическому давлению.

Пласт ЮС0 в районах наличия промышленных притоков обладает ано­мально высоким пластовым давлением. Максимальное замеренное пла­стовое давление при разведочном бурении отмечено на скважине 3305П Ульяновского месторождения – 52,7 МПа.

Продуктивные пласты на месторождениях Восточной Сибири на тер­ритории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» характеризуются давлением ниже гидростатического.

Виды залежей

Ловушками нефти и газа называют природные резервуары, в кото­рых создаются условия для скопления этих флюидов. Залежью назы­вают естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Совокупность залежей нефти, газа, газоконденсата в пределах

одной площади называют месторождением. Месторождения, состоящие из одной залежи, называют однозалежными, а из нескольких – много­залежными.

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под дей­ствием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, размещается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. Скопление природного газа, находящегося при начальных пластовых условиях в газообразном фазовом состоянии над нефтяной частью залежи в наи­более приподнятых зонах структуры, называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти – небольшое, его называют нефтяной оторочкой.

На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» ведется отбор горючего природного газа из газовой залежи пласта ПК1 на Верхненадымском ме­сторождении и попутного газа из газовых шапок Яунлорского, Дунаевского, Федоровского, Лянторского, Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Алинского и Ват-лорского газонефтяных месторождений. Также ведутся отборы попутного

Рис. 1. Типы залежей

растворенного газа по всем нефтяным месторождениям. Различают следующие типы залежей: – пластовые; – массивные; – литологически ограниченные.

Среди пластовых выделяют:

а) пластовые сводовые;

б) стратиграфически экранированные;

в) тектонически экранированные;

г) литологически экранированные.

Пластовая сводовая залежь – это залежь, приуроченная к резервуа­ру пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, которая под­пирается водой.

Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности стратиграфического не­согласия.

Пластовой тектонически экранированной залежью называют залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.

Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ло­вушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских свойств вверх по восстанию.

Массивные залежи – это скопления углеводородов в ловушке, об­разованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород, чаще карбонатных; в кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве – водой, заполняющей большую часть природного резервуара; при этом водонеф-тяной или газоводяной контакт сечет массив по всей площади залежи не­зависимо от характера напластования пород.

Литологически ограниченные залежи – это скопления нефти (газа) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабо­проницаемыми породами; вода, подстилающая такую залежь, не имеет гидростатического напора.

Физические свойства нефти, газа и воды

Состояние и свойства углеводородов в пласте зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком, газоо­бразном состоянии или в виде газожидкостной смеси.

Плотность пластовой нефти – масса нефти в пластовых условиях в еди­нице объема. Она обычно в 1,2–1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые нефти делятся на лег­кие – с удельным весом менее 0,850 г/см³, и тяжелые – с удельным весом более 0,850 г/см³.

Вязкость пластовой нефти характеризует степень подвижности флюида. Это важный параметр, от которого зависят эффективность процесса разра­ботки и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Вязкость нефти может в десятки раз увеличиваться при переходе из пластовых условий в поверхност­ные. Это обусловлено повышенной температурой и газосодержанием.

Между вязкостью и плотностью нефти существует прямая пропорцио­нальность. Так, легкая нефть менее вязкая. Единицей измерения вязкости

служит мПа·с (миллипаскаль в секунду). По величине вязкости разли­чают нефть с незначительной вязкостью (< 1 мПа·с), маловязкую (> 1 и < 5 мПа·с), с повышенной вязкостью (> 5 и < 25 мПа·с) и высоковязкую (> 25 мПа·с).

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при ко­тором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава, пластовой температуры.

Снижение забойного давления ниже давления насыщения при определенных условиях может привести к снижению дебита нефти из-за выделения газа в призабойной зоне пласта. Это приводит к снижению притока жидкости, преждевременному прорыву воды из-за увеличения вязкости нефти, выпадению АСПО и солей в скважине и частым отказам погружных насосов.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти равно объему растворенного газа (в стандартных условиях), содержащегося в единице объема пластовой нефти.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделившегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Если при раз­работке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосо­держания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Сжимаемость нефти (газа, воды) обусловлена тем, что нефть (как и все жидкости) обладает упругостью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение объема нефти при изменении давления на единицу.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Влагосодержание природных газов обусловлено контактом с пластовы­ми водами и зависит от давления, температуры и состава газа.

Объемный коэффициент пластового газа – отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа в стандартных условиях. Объем газа в пластовых условиях примерно в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях.

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде рас­творенных солей, ионов и коллоидов.

Плотность воды в пластовых условиях зависит, главным образом, от ее минерализации, давления и температуры.

Вязкость пластовой воды зависит, в первую очередь, от температуры, минерализации и химического состава.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Сжимаемость воды – это обратимое изменение объема воды в пласто­вых условиях под действием давления. Сжимаемость воды уменьшается с увеличением концентрации солей и увеличивается с увеличением содер­жания растворенного газа.

Геолого-физические характеристики основных продуктивных пла­стов разрабатываемых месторождений и свойств их нефтей приведены в таблице 1.

Геологическое строение месторождений Западной и Восточной Сибири

На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные, тектонически экранированные и структурно-литологические.

В районе деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены пес­чаниками и алевролитами (пласты АС4-10, БС1-4, БС10-11, БС14-23, ЮС1-4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу.

На Рогожниковском месторождении пласты ВК1, ЮК2–3 и ЮК4 также представлены песчаниками, алевролитами, и алевролитовыми глинами с прослоями угля. Пласты ЮК0, ЮК1 представлены битуминизирован-ными и карбонатизированными глубоководными отложениями с высокой расчлененностью и сильной литологической неоднородностью по разрезу. Отложения Тр представлены вулканогенными эффузивными образованиями кислого, редко – среднего состава с подчиненными прослоями терригенных отложений с терригенным, поровым типом коллектора.

На Талаканском месторождении Восточной Сибири продуктивный пласт О-1 представлен доломитами, известковистыми доломитами и известня­ками доломитизированными с небольшими долями ангидритов с высокой зональной и послойной неоднородностью, большой расчлененностью и сложной структурой трещинно-кавернозно-порового коллектора.

Коллектор продуктивного пласта В10 Алинского месторождения пред­ставлен переслаиванием песчаников разнозернистых кварцевых с гли­нистым цементом, алевролитов, аргиллитов и гравелитистых песчаников с поровым типом коллектора.

Коллекторы пласта P₂uI и P₁k₁ Ненецкого месторождения (НАО) пред­ставлены песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, пласта P₁k₂ – из­вестняками глинистыми с прослойками мергелей, пласта P₁a-s – водоросле-органогенными известняками.

Все продуктивные пласты неоднородны, что оказывает существенное влия­ние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и, соответственно, на обоснование технологий разработки залежей.

Характеристика пластовых флюидов Западной Сибири

В пределах Западной Сибири свойства нефти в условиях пласта от­личаются многообразием как по степени газонасыщенности, так и по физическим свойствам. Так, в частности, газовый фактор дифференци­ального разгазирования колеблется от 27–30 м³/т до 120–180 м³/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения уве­личивается от 6–8 МПа до 19–22 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 0,6–1,0 мПа·с до 8–10 мПа·с. Как правило, для многопластовых месторождений реализуется «класси­ческая» модель изменения характеристик нефти: с ростом глубины воз­растает газонасыщенность пластовых флюидов, снижаются плотность и вязкость продукции скважин.

Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 827–916 кг/м³ (в среднем 875 кг/м³, т.е. срав­нительно легкая по технологической классификации), характеризуется как средневязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 5,5 до 104 мПа·с при среднем значении 25 мПа·с), сернистая (содержание серы от 0,39 до 2,5% при среднем значении 1,2% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,76 до 6,61% при среднем значении 3,0% масс.), преиму­щественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 1,19 до 14,93% при среднем значении 7,2% масс.), выход светлых фракций до 350 °С около 50%.

В качестве наиболее «заметных» микрокомпонентов в нефти содержит­ся ванадий (от 16 до 60 г/т) и никель (от 6 до 19 г/т).

Растворенный (нефтяной) газ выраженного метанового типа (концен­трация метана 75–5% объемных) – с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 3% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых ко­личествах – значительно ниже 20 мг/м³).

Пластовые воды двух основных химических типов: хлоридно-кальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация вод низкая (в среднем 10–30 г/л), основные солеобразующие компоненты представ­лены ионами натрия и калия, кальция, магния, гидрокарбоната. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана – более 95%).

Характеристика пластовых флюидов Восточной Сибири

К настоящему времени промышленная эксплуатация месторождений и поисковые работы ведутся в Республике Саха (Якутия). В качестве осо­бенностей изученных месторождений следует отметить аномально низкие пластовые температуры (11–17 °С) и низкие пластовые давления.

Пластовые нефти в условиях залегания имеют относительно высо­кую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 60 м³/т до 100 м³/т, соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6,9 МПа до 9,9 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изме­няется от 2,4 мПа·сдо 6,6 мПа·с.

Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 831–862 кг/м³ (в среднем 842 кг/м³, т.е. легкая по технологической классификации), характеризуется как маловязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 8,4 до 36 мПа·с при среднем значении 12,8 мПа·с), преимущественно малосернистая (со­держание серы от 0,10 до 0,72% при среднем значении 0,49% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,50 до 4,04% при среднем значении 2,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 2,89 до 21,90% при среднем значении 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С – около 48–50%. По резуль­татам рентгенофлюоресцентного анализа содержание ванадия и никеля в нефти не превышает 5 г/т.

Особенностью дегазированной нефти осинского горизонта Талакан-ского месторождения является присутствие в ее составе легкокипящих серосодержащих компонентов.

Растворенный (нефтяной) газ метанового типа (концентрация метана 58–78% объемных) с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 2% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м³). Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение – 0,005% объема.

Пластовые воды карбонатных отложений представлены рассолами с минерализацией около 400 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет 1240–1300 кг/м³, средняя плотность в условиях пла­ста около 1280 кг/м³. Средняя газонасыщенность пластовых вод составля­ет в среднем 0,36 м³/м³. Состав водорастворенного газа преимущественно метановый, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Вязкость воды в условиях пласта и на поверхности аномально высокая (2,2–2,9 мПа·с) в связи с высокой минерализацией и низкой пластовой температурой.

Характеристика пластовых флюидов Ненецкого автономного округа (НАО)

В пределах поисковых и разведываемых лицензионных участков ОАО «Сургутнефтегаз» пластовые нефти (пермские отложения – уфим­ский, ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в условиях залегания имеют относительно низкую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 22 м³/т до 40 м³/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличи­вается с 5,3 МПа до 7,6 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,8 мПа·сдо 8,8 мПа·с.

По данным испытания разведочных скважин, нефть девона имеет ряд аномальных свойств: при газовом факторе около 150–170 м³/т нефть в усло­виях пласта сравнительно вязкая (около 4,8 мПа·с), с давлением насыщения 20-23 МПа. Пробы дегазированной нефти из интервалов вскрытия девона показали аномально высокую температуру застывания (45-46 °С и выше 52 °С), что связано с высоким содержанием парафина (до 40% и более).

Дегазированная нефть (пермские отложения – уфимский, ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 840–900 кг/м³ (в зависимости от района рас­положения скважин), характеризуется как маловязкая и средней вязкости (вязкость при 20 °С колеблется от 4,0 до 16 мПа·с при среднем значении около 12 мПа·с), преимущественно сернистая (содержание серы от 0,15 до 2,85% при среднем значении около 0,8% масс.), парафинистая (со­держание парафина от 2,87 до 6,07% при среднем значении 4,5% масс.), преимущественно смолистая (содержание силикагелевых смол от 1,93 до 18,31% при среднем значении около 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С от 40 до 69%.

Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с ми­нерализацией около 165 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет в среднем 1 115 кг/м³, средняя плотность в условиях пласта – около 1 114 кг/м³.