» » Породы-коллекторы

Породы-коллекторы

06.08.2016

Наука о горных породах, как о природных вместилищах нефти и газа, является по сути одной из базовых основ нефтегазопоисковой геологии.
Какие же из пород, составляющих земную кору, могут быть коллекторами. Этот вопрос волновал исследователей уже в далеком прошлом. Еще в начале XIX века геологи, изучавшие естественные нефтепроявления, установили, что скопления нефти приурочены к горным породам, обладающим способностью собирать и вмещать в себя жидкие флюиды. Как образно сказал Д.И. Менделеев, «нефть пропитывает горные породы, как вода пропитывает губку».
Впоследствии, когда нефть стали добывать с помощью буровых установок, появилось четкое понятие о породах - коллекторах: «Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами». Подавляющее большинство выявленных скоплений углеводородов приурочено к осадочному чехлу и, соответственно, к осадочным образованиям, хотя промышленные скопления углеводородов выявлены и в коре выветривания фундамента, а также в породах фундамента, в том числе в гранитоидах интрузивов.
Основным свойством, объединяющим все породы-коллекторы, является наличие в них пустотного пространства, причем пустоты могут образоваться как при формировании самой породы (первичные пустоты), так и после формирования самой породы (вторичные пустоты). Классификация пустот в различных видах пород приведена в табл. 8.1.
Породы-коллекторы

Внимательно изучив таблицу, становится очевидным, что пустоты могут быть самого разнообразного типа и пустотным пространством в той или иной степени обладают практически все виды и типы пород. Однако не все они могут быть коллекторами. Из определения коллекторов следует, что основными физическими параметрами коллекторов являются наличие в них пустотности, обусловливающей способность коллекторов вмещать нефть, газ и воду и проницаемость - способность коллекторов отдавать эти флюиды в процессе разработки. Эти параметры и определяют емкостно-фильтрационные свойства коллекторов.
Таким образом, способность коллекторов вмещать нефть, газ или воду обусловлены наличием в них пустот - пор, каверн, микро- и макротрещин, которые и могут быть заполнены жидкими и газообразными флюидами.
Схематический пример наполнения пор водой или нефтью показан на рис. 8.1.
Породы-коллекторы

Все коллекторы по характеру пустот подразделяются на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (карбонатные и магматические породы).
Поры — это пространство между отдельными зернами, которые образуют горную породу. Каверны — это относительно крупные пустотные пространства и, наконец, трещины - микро- или макро разрывы сплошности горной породы.
Достаточно часто встречаются коллекторы смешанного типа, когда в них имеются два или три типа различных пустот. Пустоты в горных породах могут иметь различное происхождение. В зависимости от этого различают:
1. Поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, обусловленные их текстурными особенностями;
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. Такие поры, как правило, характерны для карбонатных пород и такие пустоты называются кавернами выщелачивания;
3. Поры и трещины, возникшие из-за химических процессов, например, в процессе доломитизации (превращение известняка в доломит). Здесь в результате химических реакций происходит уменьшение объема породы и, как следствие, образование дополнительных трещин и пор.
4. Пустоты и трещины могуn образоваться в результате процессов выветривания, когда горные породы выходят на дневную поверхность. Здесь начинают возникать эрозионные процессы, а также процессы закарстования и т.п. Особенно интенсивно эти процессы проявляются в карбонатных породах, так как поверхностное выветривание способствует превращению известняков в доломиты;
5. Микро- и макротрещины тектонического происхождения. Они сопровождают процессы складкообразования и образуются в зонах растяжения, чаще всего на сводах складок. Как правило, образование микро- и макротрещин происходит в плотных породах, например, карбонатных и магматических.
Понятно, что поры, образующиеся между зернами породы, возникают одновременно с формированием самой породы, то есть являются сингенетичными. Поэтому эти поры называются первичными. Все остальные виды пустот образуются, как правило, уже после образования самой породы и являются эпигенетичными. Такие пустоты называются вторичными.
В природе не все поры и каверны в породах заполнены флюидами, так как некоторые из них изолированы и не сообщаются друг с другом. Поэтому в породе определяется так называемая общая пористость и открытая пористость. Общая пористость - это суммарный объем всех открытых и закрытых пор, каверен и трещин. Величина объема пор, выраженная в долях единицы или в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:
kп = ΣW/V,

где kп - коэффициент пористости, ΣW - объем всех пор в породе и V -объем породы. Если порода хорошо отсортирована, то ее пористость не зависит от размера зерен. В остальных случаях величина пористости будет зависеть главным образом от формы зерен и от характера их взаимного расположения, то есть укладки (рис. 8.2-8.4).
Породы-коллекторы

Для того чтобы было легче разобраться в этом вопросе, давайте посмотрим объемные модели укладки зерен с различным теоретическим объемом пор 25,9 % и 47,6 % (рис. 8.5).
Кроме формы зерен и особенностей их укладки на величину пористости влияет степень окатанности зерен, их однородность рис. 8.6.
Кроме этих факторов на коллекторские свойства пород влияет наличие цемента. Этот фактор имеет особенно большое значение для песчаных коллекторов, в которых присутствие глинистого или известковистого цемента значительно снижает коэффициент пористости. Очень наглядный пример влияния типа цемента на пористость песчаных коллекторов приведен в монографии Р. Селл и «Введение в седиментологию», 1981 (рис. 8.7).
Породы-коллекторы

При наличии цемента базального типа обломочные частицы как бы плавают в цементе, не соприкасаясь друг с другом. Поэтому этот песчаник практически не является коллектором. В случае, если зерна сцементированы цементом порового типа, они соприкасаются друг с другом, а поры между ними в основном заполнены цементом.
Если в песчаном коллекторе присутствует цемент контактного типа, цемент заполняет только промежутки в зонах контакта зерен и их обломков. Как видно из рисунка, такой коллектор имеет высокую пористость. В последнем примере цемент образует тонкие пленки вокруг зерен и их обломков. В таком коллекторе пористость несколько ниже, чем в предыдущем примере, но намного выше, чем в первых двух образцах.
Таким образом, имеются объективные факторы, от которых зависит и не зависит общая пористость горной породы (табл. 8.2).
Породы-коллекторы
Породы-коллекторы
Породы-коллекторы

В зависимости от размера пор различают макро- и микропористость, Макропоры имеют размеры более 1 мм, микропоры - менее 1 мм.
Микропоры с диаметром пор от 0,0002 до 0,1 мм называются капиллярными. Выделяются также так называемые субкапиллярные или ультракапиллярные поры, имеющие диаметр менее 0,0002 мм. Субкапиллярные поры практически непроницаемы для нефти.
Для геологов-нефтяников практический интерес представляют только те поры, которые дают возможность жидким и газообразным флюидам передвигаться внутри коллектора, то есть открытая пористость. Открытая пористость - это суммарный объем всех сообщающихся между собой пор, каверен и трещин, заполненных нефтью, водой или газом. Вполне понятно, что открытая пористость всегда меньше общей на величину объема изолированных (замкнутых) пор и пустот.
Если породы-коллекторы не имеют трещин и каверн и их пористость менее 5 %, то такие коллекторы считаются непромышленными.
Однако песчано-алевритовые разности коллекторов в зависимости от их гранулометрического состава, укладки зерен и цементации могут значительно отличаться по коэффициенту пористости.
Так, например, для песчаников девонских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции величина открытой пористости редко превышает 25 %, в то же время максимальная открытая пористость коллекторов сеноманских отложений Западной Сибири бывает 40 % и выше.
Общая пористость оказывает существенное влияние на плотность пород и наоборот. Чем больше пористость породы, тем ниже ее плотность. На рис. 8.8 показана связь между плотностью пород и их пористостью, а на рис. 8.9 связь между пористостью и плотностью палеозойских песчаников в штате Арканзас (США).
Породы-коллекторы
Породы-коллекторы

В целом, с глубиной наблюдается увеличение пластового давления, что приводит к более плотной упаковке частиц породы, что в свою очередь сказывается на величине плотности и, соответственно, пористости. Эти явления подтверждены экспериментальными исследованиями В.М. Добрынина. Об уменьшении пористости в зависимости от давления и, как следствие, глубины залегания пород, свидетельствуют также исследования, проведенные М.Р. Пустыльниковым, Е.У. Савиной, которые изучили фактические материалы плотности и пористости горных пород четвертичных, третичных и мезозойских отложений Предкавказья. В этом регионе в пределах Западно-Кубанского прогиба и платформенной области исследуемые отложения залегают на различных глубинах, причем на севере территории мощность осадочного чехла в пределах платформенной области резко убывает. Соответственно изменяется и плотность пород (табл. 8.3).
Следует особо отметить, что песчаные и глинистые породы не одинаково реагируют на давление. При повышении давления песчаные породы сначала уплотняются и, соответственно, их пористость уменьшается до некоторого предела. После достижения максимального предела уплотнения, дальнейшее увеличение давления воспринимается непосредственно скелетом породы (зернами). В этом случае дальнейшее уплотнение породы возможно только за счет упругости ее минеральных частиц до достижения предела, после которого начинается их раздробление и только после этого возможно дальнейшее уплотнение породы. Так, например, по данным М.А. Цветковой раздробление минеральных частиц кварцевых песков начинается при достижении давления 350-400 кг/см2.
Таким образом, литологический состав пород существенно влияет на изменение пористости с глубиной и вследствие этого при погружении пород пористость в целом убывает, но не равномерно. По-разному уменьшаются и различные виды пористости. Так, например, с глубиной открытая пористость снижается в большей степени, чем закрытая, так как каналы, соединяющие отдельные поры, могут сомкнуться и вследствие этого с глубиной величина закрытой пористости может теоретически даже возрастать. Глинистые породы вследствие их пластичности, уплотняются значительно больше, чем пески и песчаники. Поэтому их пористость изменяется в более широких пределах.
В известняках и доломитах, так же как и у других горных пород, пористость может иметь первичное и вторичное происхождение. Так, например, в коралловом рифе между скелетными частями организмов, образующих риф, остается значительное количество пустот. Эти пустоты являются первичными. Если породы выходят на дневную поверхность, здесь начинают возникать эрозионные процессы, а также процессы закарстования и т.п. Благодаря этому развивается вторичная пористость.
Породы-коллекторы

Учитывая, что обломочный материал и цементирующая их кальцитовая масса могут иметь различную растворимость, в известняках происходит образование различных пустот растворения. В качестве примера приведем рисунок, опубликованный в учебнике американского ученого В.А. Вер-Вибе «Как находят нефть» (рис. 8.10).
Забегая немного вперед, отметим, что пустоты растворения в карбонатных породах могут достигать огромных размеров, поэтому некоторые исследователи, разрабатывая классификацию пород-коллекторов по наличию в них различных типов пустотности, в качестве самостоятельного типа выделяют пещеры.
В нефтяной геологии наряду с понятием общей и открытой пористости используется также понятие эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена в процессе разработки. Вполне понятно, что под это определение не попадают субкапиллярные и изолированные поры.
Коэффициент эффективной пористости kп.эф равен отношению объема пор Vэф, через которые возможно движение нефти, воды или газа при конкретных значениях температуры и градиентах давления, к общему объему образца породы: kп.эф = Vэф/ Vпороды.
В природе имеются породы, обладающие очень большой пористостью, например глины до 40-50 %, однако они как правило не сообщаются друг с другом и поэтому практически не проницаемы.
Большую роль в емкостно-фильтрационных способностях коллекторов играет их трещиноватость, которая может быть образована как макротрещинами, так и микротрещинами.
Пустоты, образованные макротрещинами, хорошо прослеживаются визуально. Их раскрытость по Е.М. Смехову составляет более 0,1 мм. Пустоты, образованные микротрещинами (раскрытость от 0,01 до 0,1 мм), фиксируются только после применения специальных методов.
Породы-коллекторы

В скважинах для определения пористости пород применяется электрический и радиоактивный каротаж, В лабораторных условиях наиболее эффективным является метод капиллярного насыщения горных пород люминесцирующими жидкостями.
В значительной степени этот метод был модернизирован и опубликован в 2007 г. К.И. Багринцевой совместно с Г. Чилингаром (Южно-Калифорнийский университет).
Об этом методе мы расскажем несколько подробнее, так как он не требует дорогостоящего оборудования и основан на использовании объективного комплекса физических исследований: капиллярное насыщение, эффект сорбции и люминесценции веществ в источнике ультрафиолетового цвета и т.д.
Вот как описывают метод его авторы. Из керна изготавливают достаточно большой образец кубической формы с гранью 5 см. Под вакуумом насыщают его люминоформом и затем специальным раствором снимают фон с граней кубика. Поверхность граней обрабатывают сорбентом для проявления различных видов открытых пустот, имеющихся в коллекторе. Затем фотографируют каждую грань кубика и его общий вид в источнике ультрафиолетового света. Далее изучаются полученные фотографии и определяются количественные параметры коллектора: ориентировка раскрытости, поверхностная плотность трещин и т.д. (рис. 8.11).
Полученная информация о характере трещиноватости и кавернозности переносится на литолого-геофизический разрез скважин, что позволяет выявить основные закономерности изменения этих параметров в нефтегазонасыщенных пластах.
В нефтяной геологии для оценки практической значимости коллекторов и оценки их емкостных-фильтрационных характеристик в большей степени используются данные не об их пористости, а о проницаемости. И это вполне понятно. Проницаемость определяет пропускную способность и, следовательно, производительность скважин и, в какой-то мере, нефтегазо-отдачу пласта.
Породы-коллекторы

Проницаемость - это способность пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления. За единицу проницаемости в системе СИ принимается такая проницаемость, при которой через поперечное сечение породы в 1 M2, длиною 1 м при перепаде давления 0,1 МПа и динамической вязкости жидкости 1 мПа*с за одну секунду фильтруется 1 м3 жидкости.
При этих условиях размерность проницаемости равна 1 мкм2 (один квадратный микрометр, он равен 10в-12 м2).
В системе СГС проницаемость измеряется в дарси (Д). За дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см2 при перепаде давления 1 атм за одну секунду проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз).
Очень часто в нефтяной геологии при определении проницаемости используется единица измерения миллидарси (мД), которая составляет одну тысячную долю дарси.
Различают абсолютную (физическую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость коллекторов.
Абсолютной (физической) проницаемостью коллектора называется проницаемость для газа или однородной жидкости (воды или нефти) при полном заполнении пор только газом или только жидкостью и когда между флюидами и пористой средой отсутствует физико-химическое взаимодействие.
Для реального углеводородного газа и для нефти абсолютную проницаемость измерить невозможно, так как они взаимодействуют с пористой средой. Поэтому на практике абсолютную проницаемость измеряют только для воздуха или инертных газов.
Эффективной (фазовой) проницаемостью коллектора называют проницаемость, при которой в коллекторе присутствуют две неподвижные фазы. Например, поры коллектора заполнены водой и через неподвижную фазу (вода) пропускают газ. Или, например, поры заполнены неподвижной фазой (нефтью) и через неподвижную фазу фильтруется газ. Таким образом, фазовой проницаемостью называется проницаемость для нефти, газа и воды при совместном течении в пористой среде нескольких несмешивающихся флюидов.
Относительной проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, к абсолютной. Величина относительной проницаемости всегда безразмерная и изменяется от 0 до 1.
Как мы уже говорили выше, величина пор и каналов определяется размером зерен. Проницаемость же зависит от формы и размеров поровых каналов и изменяется пропорционально квадрату их диаметров, при условии минимальной извилистости поровых каналов. Проницаемость также зависит от наличия трещин в коллекторе, хотя их доля в пустотном пространстве и составляет всего десятые и сотые доли процента от общего пустотного пространства. Это легко объяснить тем, что трещины обладают более высокой проводимостью по сравнению с порами гранулярных коллекторов и именно они создают в пласте направления преимущественной фильтрации флюидов.
Лабораторные анализы проницаемости образцов керна, а также промыслово-геофизические исследования продуктивных горизонтов в скважинах на нефтегазоносных площадях показали, что обычно проницаемость, измеренная параллельно слоистости породы, выше проницаемости, определенной перпендикулярно напластованию. В связи с этим для решения вопросов, связанных с разработкой нефтяных и газовых залежей, исследуется проницаемость пород в обоих направлениях, причем особую важность приобретают эти анализы при изучении карбонатных коллекторов, где трещиноватость может значительно повлиять на результаты измерений. В этих случаях учитывается также количество трещин, их протяженность и степень раскрытости.
В геологии нефти и газа и ее смежной дисциплине - нефтегазопромысловой геологии большое значение имеет так называемый коэффициент нефтегазо- и водонасыщенности пород. Этот коэффициент представляет собой отношения объемов нефти, газа или воды, содержащихся в коллекторе к общему объему пор. В процессе формирования нефтяных и газовых залежей вода, заключенная в коллекторе, не полностью вытесняется из порового пространства углеводородными флюидами, и часть ее из-за влияния поверхностно-молекулярных и капиллярных сил остается в коллекторе. Эта вода называется остаточной. По данным А.А. Ханина остаточная водонасыщенность, выраженная в процентах, от суммарной емкости сообщающихся между собой пор, каверн и трещин может достигать более 70 %. Однако в большинстве случаев она составляет всего 8-30 %. Поэтому при коэффициенте остаточной водонасыщенности в 30 %, коэффициент нефтегазонасышенности всегда будет 100 % - 30 % = 70 %. Это во многом облегчает лабораторные исследования нефтегазонасыщенности, которые сводятся к определению только остаточной водонасыщенности.
Наиболее точным и достоверным способом определения остаточной водонасыщенности является прямой метод, при котором бурение скважины происходит на безводном растворе и содержание воды в керне не искажается буровым раствором. При бурении скважины на глинистом растворе используются методы центрифугирования, капиллярометрии и др., моделирующие процессы вытеснения воды углеводородными флюидами.
Обычно высокой пористостью и проницаемостью обладают пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты. Коллекторами могут быть трещиноватые глинистые сланцы, аргиллиты и ангидриты, выветрелые метаморфические и изверженные, а также трещиновато- кавернозные магматические породы. Так, например, в Западной Сибири плотные черные аргиллиты баженовской свиты (юра) благодаря трещиноватости приобрели свойства хороших коллекторов, из которых на Салымском месторождении дебиты некоторых скважин достигают 800 т нефти в сутки.