I. Строение и свойства пластов. Условия залегания и насыщения нефти

 

Чтобы эффективно управлять процессом извлечения нефти из пластов, и особенно решать проблемы увеличения нефтеотдачи пластов физико-химическими и тепловыми методами, надо знать в деталях строение и свойства нефтяных пластов, условия сосре­доточения и фильтрации в них нефти. Ответственным за принятие решений по развитию и внедрению методов увеличения нефтеот­дачи пластов также необходимо иметь хотя бы общие, но пра­вильные представления об особенностях строения месторождений, залегания нефти и ее извлечения, о свойствах пластов. Вместе с тем ясности и однозначности в этих вопросах до сих пор нет даже у специалистов-нефтяников. У людей, непосредственно не занимающихся разработкой месторождений, существует еще лож­ное представление о нефтяных залежах как об однородных плас­тах, насыщенных нефтью, из которых можно «выкачивать» сколько угодно нефти — стоит только пробурить скважины да за­качать какой-либо рабочий агент. Это — заблуждение, очень да­лекое от истины, от реальных условий залегания нефти и ее из­влечения из недр.

В действительности нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, в большинстве случаев и в боль­шей части объема залежей слабопроницаемые породы — песча­ники, известняки или доломиты. Сложность строения нефтяных залежей трудно вообразить. Совершенно бессистемно изменяются физические и фильтрационные свойства нефтегазоносных пластов, которые беспорядочно расчленены непроницаемыми линзами, слоями и пропластками, вследствие чего и толщина их беспоря­дочно изменяется. Остается неясным до последнего времени, как в этих условиях могли образоваться в первоначально водоносных пластах единые нефтяные залежи в строгом соответствии с грави­тационными силами и вопреки действию капиллярных сил. Неф­тяники, как никто другой из специалистов, поставлены в особенно трудные условия. Они свой основной объект изучения и разра­ботки — нефтеносный пласт — не могут непосредственно ни уви­деть, ни измерить, ни взвесить. Все модели пластов, необходимые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, строятся на основе скудной информации, полученной из отдельных, огра­ниченных по количеству точек (скважин). При площади нефтя­ных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым можно составить представление о строении пластов, когда приходится принимать решение о системе разработки, не превышает 1—2 м². Представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти в силу этих причин всегда относительны, точность количествен­ных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, специалистам не известна. Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в прин­ципе не могут соответствовать всем особенностям строения неф­тяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере по­лучения новых данных. Процесс извлечения нефти из таких зале­жей, к сожалению, не поддается непосредственному контролю прямыми методами. В связи с этим у специалистов возникают различные представления и толкования о влиянии различных фак­торов на эффективность извлечения нефти, об оптимальных усло­виях и рациональных системах разработки нефтяных месторожде­ний. Тем не менее накопленный во всем мире опыт однозначно показывает, что на эффективность разработки нефтяных место­рождений и степень извлечения нефти из пластов самое большое влияние оказывают макронеоднородность пластов, нефтенасыщенность коллектора, условия залегания и вязкость нефти, микроне­однородность, вещественный состав и смачиваемость пористой среды и др. Эти характеристики широко изменяются на реальных нефтяных месторождениях, и очень важно их учитывать при реше­нии проблем повышения нефтеотдачи пластов.

Типы коллекторов

 

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обла­дающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давле­ния. Основные критерии коллектора нефти и газа — его емкост­ная и фильтрационная характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, пористостью и про­ницаемостью, а в более общем виде — типом коллектора.

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, алевролитами, 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 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и прони­цаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80—95 %, а насыщенность водой 5—20 %.

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. Начальная водонасыщенность у полимиктовых кол­лекторов может достигать 30—40 %.

Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изме­няется от 3—5 до 0,0001—0,001 мкм², а пористость —от 25—26 до 12—14 %. Известны нефтяные месторождения, когда средняя проницаемость терригенных пластов превышает 1—2 мкм² (Золь­ный Овраг, Анастасиевско-Троицкое, Ист-Тексас, Прадхо-Бей и др.), с диапазоном изменения от 0,1—0,2 до 3—4 мкм² и, наобо­рот, месторождения со средней проницаемостью пластов 0,005—0,008 мкм², с диапазоном изменения от 0,0001 до 0,05 мкм² (Долинское, Самотлорское, пласт A₁, Хасси-Мессауд и др.).

Карбонатные коллекторы слагаются в основном изве­стняками и доломитами. Высокими значениями эффективной по­ристости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы, пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследст­вие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3—1 мкм² и пористость до 20—35%. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосце-ментированные, цемента до 10"%. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5—20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью (12—25 %) и проницаемостью (0,01—0,3 мкм²) вследствие вторичного изменения порового про­странства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью це­ментации (10—20 %) среднезернистой породы. Водонасыщен­ность среднепористых карбонатов может достигать 25—35 %.

Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонат­ные коллекторы представляют собой сильно перекристаллизован­ные пелитоморфные породы, обычно называемые матрицами, ко­торые обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтраци­онными свойствами: пористость 8—15 %, проницаемость 0,0001— 0,01 мкм², водонасыщенность 35—50%. Емкостные свойства кар­бонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц (блоков), а фильтрационные свойства — с трещиноватостью пород.

Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллек­торы— хорошие объекты для разработки. К ним относится, на­пример, пласт А4 башкирского яруса на месторождениях Урало-Поволжья (Покровское, Герасимовское, Кулешовское и др.). Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна. Это коллекторы калиновской свиты, пермские отложения, окский горизонт и другие пласты в разрезе месторождений Урало-Поволжья.