Характеристика и основные свойства пород нефтяных и газовых месторождений

Изучению пород-коллекторов нефти и газа, процессов движения через них жидких и газообразных флюидов придается большое значение в связи с поисками, разведкой, разработкой нефтяных и газовых месторождений. Для познания процессов аккумуляции нефти и газа в ловушках и движения этих флюидов через пустотное пространство горных пород необходимо иметь данные о геологическом строении продуктивных пластов; составе, характере, свойствах слагающих и перекрывающих их пород; свойствах пористой среды и жидкостей, их взаимодействии в статическом, динамическом состояниях и др.

Коллекторами газа и нефти являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке. Горные породы расчленяются на три основные группы: изверженные, осадочные и метаморфические. Последние являются результатом более или менее глубокого изменения изверженных и осадочных пород. Большая часть нефтяных и газовых подземных резервуаров сложена породами осадочного происхождения: песчаниками, известняками и доломитами. Другие горные породы только иногда служат коллекторами нефти. Так, на Шаимском месторождении в Западной Сибири нефть обнаружена не только в песчаниках, но и в выветрелой части фундамента, сложенного гранитами. На месторождении Литтон-Спрингс (Техас) нефть получают из пористого и трещиноватого серпентинита. На месторождениях Колорадо и Калифорнии нефть получена из трещиноватых глинистых сланцев.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом включительно. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории России приходится на отложения каменноугольного возраста (29%), девонского (19%) и неогенового (18%) возраста. Распределение залежей нефти и газа в России и США по стратиграфическим комплексам примерно одинаково. По данным американского ученого Г. Кнебела в 236 крупнейших месторождениях мира запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках – 59%, известняках и доломитах – 40%, трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах – 1% (при этом в 21 месторождении стран Среднего и Ближнего Востока добыча нефти осуществляется главным образом из карбонатных коллекторов мезозойского возраста).

Коллекторские свойства пород зависят от условий, в которых формировались осадки: глубины бассейна, скорости течений, отдаленности источника сноса, химического состава среды, температурных условий и др. Они также зависят от диагенетических, и эпигенетических процессов и тектонических явлений.

 

Пористость

 

Породы-коллекторы осадочного происхождения состоят из механически или физически отложившихся твердых материалов или из остатков животных и растений. Для того, чтобы осадочные породы могли служить коллекторами для нефти и газа, они должны содержать пустоты. Следовательно, под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин и т. д.), не заполненных твердым веществом. Пористое пространство пород определяется не только размерами и конфигурацией зерен, но и наличием трещин, плоскостей напластования и присутствием в порах цементирующих веществ.

Пористость пород может обуславливаться как процессами седиментации, так и процессами химического растворения (первичная и вторичная пористость).

Величина пористости различных пород изменяется в широких пределах – от долей процента до нескольких десятков процентов.

Так глинистые сланцы и глины имеют значения пористости (в %) 0,54-1,40 и 6-50; пески – 6-52,0; песчаники – 3,5-29; известняки нефтеносные – 2,0-33,0; доломиты – 6,0-33,0; плотные известняки и доломиты – 0,65-2,5.

Л. И. Леворсен приводит приблизительную полевую оценку пористости: пренебрежимо малая – 0-5%; плохая – 5-10%; удовлетворительная – 10-15%; хорошая – 15-20%; очень хорошая – 20-25%.

Породы-коллекторы пористостью меньше 5%, лишенные трещин, разломов и каверн, обычно считаются непромышленными.

Для пор различной формы, кроме трещиноватых, существует единая классификация по размерам, в основу которой положена способность жидкости передвигаться по порам. Отсюда и название классов: сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Сверхкапиллярные поры характеризуются размером больше 0,1 мм. В таких порах жидкости свободно движутся под действием силы тяжести или напора, создаваемого источником пластовой энергии по обычным законам гидродинамики. Среди сверхкапиллярных пор выделяют мегапоры, к которым относят карстовые полости, измеряющиеся кубическими метрами. Сверхкапиллярные поры характерны для галечников, крупнозернистых песков, кавернозных известняков и доломитов.

Поры размером 0,1-0,001 мм называются капиллярными. В порах такого размера жидкости движутся по капиллярным законам, преодолевая силу тяжести. Движение жидкости в капиллярных порах происходит при условии, что силы тяжести и напора превосходят молекулярные поверхностные силы, действующие на контакте твердой и жидкой фаз. Капиллярные поры часто встречаются у среднезернистых и мелкозернистых песков и алевролитов.

В порах диаметром меньше 0,0002 мм, называемых субкапиллярными, молекулярные поверхностные силы превышают силы тяжести и напора, вследствие чего жидкость по таким порам перемещаться не может. Такие поры характерны для глин, глинистых пород, мелкокристаллических известняков с первичными порами.

 

Для характеристики породы обычно пользуются следующими понятиями: пористость и коэффициент пористости. Последний представляет собой отношение объема всех пор образца породы (Vn) к видимому объему этого образца

 

(Vобр) m = Vn Vобр.

 

Пористостью (m₁) называют отношение объема пор образца породы к видимому объему этого образца, выраженное в процентах

 

m₁ = (Vn / V обр) * 100%

 

Кроме того различают коэффициент открытой пористости (m_оп), определяемый отношением суммарного объема открытых (сообщающихся) пор Vо.п. к объему образца породы

 

m_оп = (Vо.п. / V обр) * 100%

 

Эффективная пористость (m_эп) – это объем поровой системы, способной вместить нефть и газ, с учетом остаточной водонасыщенности, т. е. она характеризует полезную емкость пород для нефти и газа и отражает газонефтенасыщенность.

Коэффициент эффективной пористости

 

m_эп = (V_э / Vобр) * 100%,

 

где V_э – эффективный объем пор.

Определение пористости производят либо путем лабораторного анализа взятого образца породы (керна), либо на основании промыслово-геофизических исследований в скважине [2, 5].