Раздел I. Введение в нефтегазовую литологию. Общие понятия о коллекторах и флюидоупорах

Литологические типы коллекторов нефти и газа

 

Коллектор нефти и газа – это пористая и проницаемая горная порода, способная концентрировать, содержать и отдавать при добыче нефть или газ.

По преобладающему литологическому составу пород коллекторы могут быть:

– терригенные,

– карбонатные,

– глинистые.

Первые два литологических типа коллекторов широко распространены и получили название традиционных.

Терригенные коллекторы обычно состоят из песчаных пород. Чаще это песчаники с обособленными прослоями и линзами алевролитов, гравелитов, аргиллитов или песчаники с примесью гравийных, алевритовых и глинистых частиц, которые именуются гравийными песчаниками, алевритистыми или глинистыми песчаниками.

Для терригенных пород обычны поровые коллекторы.

Карбонатные коллекторы состоят из карбонатных пород: чаще – из известняков, реже – из доломитов. Карбонатные породы могут быть хемогенными, образовавшимися в результате выпадения в осадок карбоната кальция, и органогенными, образовавшимися в результате массовой гибели морских организмов с известковым скелетом.

Для карбонатных пород характерны биопустотные и кавернозные коллекторы.

Глинистые коллекторы менее распространены и относятся к нетрадиционным. Они состоят из тонкодисперсных глинистых частиц, способных в силу своей гидрофобности создавать условия для миграции углеводородов. Примером являются глинистые коллекторы баженовской свиты в Западно-Сибирском нефтегазовом бассейне.

Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа является следствием миграции их в выветрелую часть породы, в которой в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

По Ханину А.А., коллекторы нефти и газа бывают в основном двух типов: гранулярные и трещинные.

Гранулярными коллекторами являются песчано-алевритовые породы, характеризующиеся гранулярной (межзерновой) пористостью и межзерновой проницаемостью и часть известняков и доломитов (например, с оолитовой структурой).

Трещинными коллекторами (обычно порово-трещинными) могут быть породы самого широкого литологического состава.

 

В мировом масштабе запасы нефти по типу коллекторов распределяются следующим образом:

59 % - в терригенных коллекторах;

40% - в карбонатных коллекторах;

1% - в трещинных коллекторах.

 

Возраст нефтегазовых коллекторов, глубина залегания

Скопления нефти и газа установлены как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях.

Нефтяные и газовые месторождения на Земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

По глубине залегания залежи УВ распределяются:

до 600 м – 14% залежей;

600-2100 м – 62% залежей;

2100-3700 м – 24% залежей.

Малая доля залежей на глубине до 600 м объясняется менее благоприятными условиями для сохранности залежей, на глубине более 3000 м – меньшей степенью разбуренности по причине увеличения финансовых затрат.

Коллекторские свойства горных пород (пористость, пластичность, трещиноватость, проницаемость, флюидонасыщенность)

К коллекторским свойствам относятся:

- пористость;

- пластичность;

- трещиноватость;

- проницаемость;

- флюидонасыщенность.

Пористость

Характеризуется наличием в породе разнообразных пустот, среди которых различают:

- поры;

- трещины;

- каверны;

- биопустоты.

 

Коэфф. полной пористости некоторых пород

Порода	Коэфф. полной пористости (%)
Min и max значения	Наиболее вероятное значение
Осадочные породы
Песок	4-55	20-35
Песчаник	0-40	5-30
Алевролит	1-40	3-25
Глина	0-75	20-50
Известняк	0-35	2-15
Доломит	2-35	3-20
Магматические породы
Габбро	0,6-1
Базальт	0,6-19
Гранит	0,1-5

 

Поры характерны для терригенных горных пород (песчаников, алевролитов, аргиллитов). Они находятся между зернами (гранулами) обломков, слагающих породы, поэтому такие пустоты еще называют межзерновыми, или межгранулярными.

Трещины встречаются в любых осадочных горных породах: терригенных и карбонатных. Они возникают в результате разрыва сплошных пород при диагенезе и катагенезе, а также под действием внешних тектонических напряжений.

Основные виды трещин:

1) литогенетические – возникшие в процессе литогенеза трещины уплотнения, кристаллизации, выветривания и т.д.

2) тектонические – трещины колебательных движений и дизъюнктивных нарушений.

Каверны и биопустоты характерны для карбонатных горных пород. Каверны образуются в результате частичного растворения пород, а биопустоты формируются в органогенных карбонатных породах.

Обычно каверны сопутствуют трещинам, т.к. по трещинам происходит движение реакциоспособных флюидов.

 

В терригенных породах поровое пространство часто имеет изометрическую, округлую или многоугольную форму. Трещины обычно щелевидной формы, а каверны – неправильной.

По преобладающему виду пустот породы-коллекторы подразделяются на четыре группы:

1) поровые коллекторы, в которых порами являются в основном межгранулярные пустоты, т.е. пустоты между зернами породы,

2) кавернозные коллекторы, содержащие обычно крупные пустоты, образовавшиеся в результате растворения породы подземными водами,

3) трещинные коллекторы, характеризующиеся преобладанием пустот в виде разнообразных трещин,

4) биопустотные коллекторы, содержащие пустоты в скелетах и между скелетами отмерших организмов.

Если в породе присутствует несколько видов пустот, то она именуется коллектором сложного типа.

Пустоты в породах-коллекторах по условиям образования подразделяются на две группы:

1) первичные (поры между зернами осадка, пустоты в раковинах);

2) вторичные (пустоты, возникшие при диагенезе, катагенезе и под действием тектонических напряжений).

Возникновение пустот связано как с процессами образования, так и с процессами преобразования горных пород.

Первичные пустоты возникают в результате седиментогенеза и обусловлены характером упаковки обломков в осадке.

В идеальной модели для шаров, упакованных в виде тетраэдра, независимо от их размера объем пустот между шарами составит 25,95 % от объема тетраэдра, а для шаров, упакованных в гексаэдр (куб), он увеличивается до 47 %. В реальном же осадке пространство между крупными обломками обычно не остается пустым, а заполняется более мелкими зернами. Поэтому реальный объем пустот может быть значительно меньше теоретического.

Характер и скорость миграции флюидов зависят от размера пор, которые делят на:

– субкапиллярные;

– капиллярные;

– сверхкапиллярные.

По субкапиллярным порам сечением менее 0,001 – 0,002 мм миграции жидких флюидов практически не происходит. Такие поры характерны для глинистых пород, которые обычно являются породами-водоупорами, через которые весьма затруднено прохождение водных и нефтегазовых флюидов.

В капиллярных порах размером от 0,001 – 0,002 до 0,1 – 0,508 мм движение флюидов замедленно. По закону Лапласа оно зависит от капиллярного давления (Pσ), т.е. от разности давлений в двух граничащих фазах, обусловленной искривлением поверхности раздела фаз.

Pσ=εσ, (1.1)

Где ε– средняя кривизна раздела поверхности граничащих фаз,

σ– поверхностное натяжение.

Граничными фазами могут быть вода и газ, вода и нефть. Поверхностное натяжение воды 0,07 Н/м, а нефти 0,03 Н/м. Благодаря большему поверхностному натяжению вода может вытеснять нефть из капилляров, способствуя её перемещению. С увеличением температуры величина поверхностного натяжения уменьшается, и на больших глубинах капиллярное давление, по-видимому, играет небольшую роль в миграции нефти.

По сверхкапиллярным порам размером более 0,1 – 0,508 мм миграция жидкости возможна по законам гидравлики под действием силы тяжести.

Первичные поры при диа- и катагенетических процессах могут "залечиваться" цементом, заполняющим пространство между зернами породы. С другой стороны, в результате циркуляции флюидов поры могут увеличиваться в размерах, образуя вторичную пористость.

Вторичные пустоты в виде каверн, трещин возникает в результате диа- и катагенетических преобразований осадка и действия напряжений. По размеру пор её можно определять как сверхкапиллярную пористость.

 

Виды пористости по соотношению пор:

Чтобы оценить способность породы содержать флюиды, оценивают ее пористость, при этом различают:

1) общую пористость;

2) открытую пористость;

3) эффективную пористость.

Общая (полная или абсолютная) пористость равна объему всех пор в породе (Vп). Относительная величина объема всех пор в объеме породы (Vо) характеризуется коэффициентом общей пористости (Кп):

Кп= Vп / Vо, (1.2)

Общая пористость находится по разности между средней плотностью минеральных зерен в образце и объемной плотностью горной породы.

Плотностью чистого вещества называют массу, приходящуюся на единицу его объема. В реальных условиях горная порода содержит поры, разнообразные жидкие и газообразные фазы. Плотность, определяемая с учетом разнообразных включений в породе, называется объемной плотностью (ρ). Она вычисляется как отношение массы породы (m, кг) к её объему (V, м³):

ρ= m/ V,

Открытая пористость характеризует объем пор, которые сообщаются между собой (V_ОП). Для ее оценки используется коэффициент открытой пористости (К оп):

Коп= V_ОП/ V_0, (1.3)

Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидом через сообщающиеся поры. Экспериментально он определяется насыщением керосином образца горной породы и находится по соотношению объема вошедшего в сухой образец керосина и объема образца. Считается, что керосин заполняет только сообщающиеся поры.

Эффективная пористость определяется объемом порового пространства, из которого нефть может быть извлечена при разработке месторождения:

К_ЭП= V_ЭП/ V_0, (1.4)

где К_ЭП – коэффициент эффективной пористости,

V_ЭП – объем эффективных пор,

V₀ – объем образца.

Коэффициент эффективной пористости(k_ЭП) экспериментально находится путем заполнения образца искусственно приготовленной смесью нефтяного флюида, моделирующей его свойства. Другой способ – сопоставление пористости и проницаемости образца.

Эффективная пористость является важным параметром для оценки извлекаемых запасов нефти или газа.

Проницаемость горных пород

 

Проницаемость горной породы – это способность породы пропускать через себя флюиды. Проницаемость является одним из важнейших факторов миграции нефтегазовых флюидов. Она подчиняется закону Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации (v)и объем (Q) флюида, прошедшего через пористую среду площадью S при струйном ламинарном потоке, прямо пропорциональны перепаду давлений и обратно пропорциональны его динамической вязкости:

v= Q/ S= К_ПР (P₁ - P₂) / μ, (1.5.)

где v – скорость линейной фильтрации флюида (м/с),

Q – объем фильтрующегося флюида, прошедшего через породу в единицу времени (м³/с),

S – площадь фильтрующей поверхности (м²),

P₁ – давление на входе в фильтрующую систему, P₂ – давление на выходе из фильтрующей системы (Па),

μ – динамическая вязкость фильтрующегося флюида (Па·с),

К_ПР – коэффициент проницаемости горной породы, или проницаемость.

Из формулы 1.5 следует, что проницаемость пропорциональна объему прошедшего флюида, его вязкости, толщине проницаемой системы и обратно пропорциональна ее площади и перепаду давлений:

К_ПР = Q μ/ S (P₁ - P₂), (1.6)

В системе СИ проницаемость (k_ПР) измеряется в м². Проницаемость в 1 м² – это очень большая величина. Такой проницаемостью обладает фильтрующая система площадью в 1м² при перепаде давления 1 Па на 1 м длины системы, через которую фильтруется флюид вязкостью 1 Па·собъемом 1 м³ в течение 1 секунды. В природе таких высокопроницаемых пород не существует, поэтому проницаемость горных пород оценивается в микрометрах (1 мкм = 1·10^-6м; 1 мкм² = 1·10^-12м²).

До введения системы СИ в системе СГС в качестве единицы измерения проницаемости использовалась величина Дарси (Д):

1Д = 1,02·10^{-12 м2}≈ 1мкм²

Различают следующие виды проницаемости:

} абсолютная;

} фазовая;

} относительная.

Абсолютная проницаемость характеризует проницаемость системы в условиях ее полного насыщения флюидом. Ее измеряют по прохождению через образец породы инертного газа или воздуха.

Фазовая (эффективная) проницаемость характеризует проницаемость системы для одного флюида в присутствии другого, например, прохождение газового флюида через систему, насыщенную водным флюидом.

Относительная проницаемость оценивается отношением фазовой проницаемости системы флюидом к абсолютной проницаемости ее для этого флюида. Относительная проницаемость безразмерна и выражается в долях единицы или %. Она непрерывно меняется в процессе исследования залежи, т. к. изменяется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Как видим из графика, порода не проницаема для нефти, пока ее нефтенасыщенность не превысит 40%. До этого момента фильтруется только газ. Вода остается в пласте, пока ее количество не превысит 20% (до этого момента в породе фильтруется только нефть). Примерно при 56%-ой водонасыщенности и 44%-ой нефтенасыщенности относительная проницаемость равновелика для обеих жидкостей. При дальнейшем повышении водонасыщенности вода фильтруется свободней, чем нефть, а при 10%-ой нефтенасыщенности нефть прекращает движение.

Флюидонасыщенность пород

Водонасыщенность - степень заполнения порового (пустотного) пространства водой, %. Вода в породе может быть свободная и связанная. Свободная вода перемещается в поровом пространстве при формировании скоплений УВ и может вытесняться. Связанная вода остается в пустотах. С точки зрения водонасыщенности пород представляют интерес свободная и физически связанная вода - та и другая занимают пустотное пространство.

Остаточная водонасыщенность - количество воды после заполнения флюидом. Содержание остаточной воды тем выше, чем более дисперсна порода. Например, в уплотненных мелкозернистых песчаниках остаточная водонасыщенность - 10-30%, а в глинистых алевролитах - 70-75%. При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород продуктивного пласта необходимо вычесть содержание остаточной воды.

Нефте- игазонасыщенность - степень заполнения порового пространства породы соответственно нефтью или газом, %.

 

Раздел I. Введение в нефтегазовую литологию. Общие понятия о коллекторах и флюидоупорах

1. Предмет дисциплины "Нефтегазовая литология“.

Основные понятия

Нефтегазовая литология – наука, изучающая состав, строение, условия образования осадков и осадочных пород, которые могут генерировать и концентрировать нефтегазовые флюиды.

Осадочные породы, образовавшиеся в близких фациальных условиях, образуют толщу, называемую геологической свитой. В нефтегазовой геологии выделяют нефтегазоматеринские и нефтегазосодержащие свиты.

Нефтегазоматеринская свита – это геологическая свита, в которой протекали или протекают процессы нефтегазогенерации. Понятие нефтегазоматеринской свиты ввел в 1927 г. Андрей Дмитриевич Архангельский (1879– 1940).

Нефтегазоматеринские свиты можно рассматривать как ископаемые или современные зоны газонефтеобразования, в которых генерировались или генерируются нефть и газ. Породы этих свит вместе с содержащимся в них органическим веществом прошли или проходят определенные фазы газонефтеобразования.

Миграция УВ может привести к их накоплению в толщах горных пород, в которых отсутствуют условия для нефтегазогенерации, такие свиты получили название нефтегазосодержащих.

Нефтегазоматеринская свита может перекрываться малопроницаемыми толщами, в этом случае в нефтегазоматеринской свите создаются условия для концентрации нефти или газа и тогда она становится одновременно нефтегазосодержащей.

Совокупности толщ горных пород образуют геологические формации.

Геологической формацией называется естественная ассоциация горных пород, члены которой тесно парагенетически связаны друг с другом в возрастном и пространственном отношении (Н.С. Шатский, 1960).

В нефтегазовой геологии целесообразно выделять формации:

· Нефтегазоносные;

· Нефтегазогенерирующие;

· Нефтегазосодержащие.

Нефтегазоносная формация горных пород является одновременно источником органического вещества, необходимого для нефтегазообразования, средой образования нефтегазовых флюидов и средой нефтегазонакопления.

Нефтегазогенерирующая формация служит источником и средой образования нефтегазовых флюидов.

Нефтегазосодержащая формация горных пород является только средой, в которой концентрируются нефтегазовые флюиды, мигрирующие из нефтегазогенерирующей формации, т.е. она является средой нефтегазонакопления.

Таким образом, нефтегазовая литология – раздел литологии, изучающий нефтегазосодержащие и нефтегазогенерирующие осадочные горные породы, а с другой стороны – раздел геологии нефти и газа, позволяющий литологическими методами осуществлять прогноз месторождений и их свойств.

 

2. Значение "Нефтегазовой литологии" в

геологическом образовании

Наличие месторождений нефти и газа в регионе определяется наличием нефтегазогенерирующих формаций горных пород, тектоническими структурами, благоприятными для создания ловушек, наличием в этих структурах пород, благоприятных для концентрации нефти и газа.

Именно нефтегазовая литология изучает горные породы генераторы и вместилища важнейших полезных ископаемых: нефти и газа, а также и подземных вод.

Следовательно, значение нефтегазовой литологии заключается:

1) в возможности выявления нефтегазогенерирующих осадочных пород в регионе, т.е. в возможности прогнозирования нефтегазоносности регионов (нефтегазового потенциала территорий);

2) в выявлении потенциальных пород-коллекторов нефти и газа в разрезе осадочного чехла для прогнозирования возможного стратиграфического положения залежей;

3) в возможности анализа пространственных соотношений пород различных литологических разновидностей для прогнозирования литологических ловушек;

4) литологические исследования пород-коллекторов позволяют оценить возможности миграции и концентрации нефти и газа в ловушках;

5) литологические исследования залежей нефти и газа дают необходимую информацию о запасах полезных ископаемых, о возможности их извлечения с наименьшими потерями.

Свойства пород изменяются в ходе литогенеза от седиментогенеза к ката- и метагенезу (с глубиной залегания, увеличением температуры и давления). Это существенно сказывается на коллекторских и флюидоупорных свойствах осадочных пород. Знание этих процессов помогает прогнозировать, например, коллекторские свойства пород на больших глубинах, что является важнейшей задачей нефтегазовой геологии.

Развитие самой литологии как науки во многом обязано поискам и разведке экономически приоритетных полезных ископаемых – нефти и газа. Не случайно имена крупнейших отечественных литологов связаны с нефтяной геологией.

Н.М.Страхов еще в середине 50-х годов, когда им была создана фундаментальная теоретическая часть литологии - теория литогенеза - писал, что все литологические исследования являются литолого-органогеохимическими или литолого-битуминологическими. Тем самым он подчеркивал тесную связь между литологией и нефтяной геологией.

В учебном курсе рассматриваются вопросы:

- формирования коллекторских свойств пород;

- формирования флюидоупорных свойств пород;

- формирования нефтематеринских пород;

- нефтегазоносные комплексы в целом;

- литологические методы исследования нефтегазовых комплексов.

3. Понятие о месторождении, залежи, ловушке, резервуаре нефти

Добыча нефти (газа) осуществляется из месторождений. Месторождение нефти (газа) - это участок земной коры, в котором сосредоточены одна или несколько рентабельных для разработки залежей, приуроченных к единой геологической структуре (рис. 1).

 

Рис. 1. Нефтяное месторождение, состоящее из нескольких пластовых залежей, приуроченных к одной положительной структуре (антиклинали)

Залежь – это скопление нефти и газа в ловушке (рис.2).

Рис. 2. Вертикальный разрез типичной пластовой залежи нефти сводового типа.

 

Пласты горных пород образуют антиклинальную складку. Верхний пласт – малопроницаемая горная порода-экран (флюидоупор), нижний пласт хорошо проницаемых пористых пород – коллектор. В пласте-коллекторе вверху – газ, в середине – нефть, под нефтью – вода (рассол). Горизонтальная граница между газом и нефтью называется газонефтяной контакт (ГНК), между нефтью и водой – водонефтяной контакт (ВНК)

Среди залежей нефти и газа наиболее распространены:

- пластово-сводовые;

- литологически экранированные;

- тектонически экранированные;

- массивные.

Пластово-сводовые залежи приурочены к сводовым частям пликативных (складчатых) положительных структур (куполам, антиклиналям, валам, флексурам) (рис.3).

Рис. 3. Вертикальный поперечный разрез пластово-сводовой залежи нефти.

 

Верхняя граница залежи совпадает с верхней границей (кровлей) пласта-коллектора, нижняя граница залежи совпадает с нижней границей (подошвой) пласта-коллектора и с водонефтяным контактом (ВНК). В своде структуры может быть газовая шапка, которая отделяется от нефти газонефтяным контактом (ГНК).

Литологически экранированные залежи распространены в пластовых резервуарах с изменяющейся литологией пород. Образование подобных залежей может быть связано с наличием фильтрационных барьеров, в которых в пределах пласта по его восстанию происходит смена хорошо проницаемых пород менее проницаемыми, например, смена песчаников аргиллитами (рис. 4).

Рис. 4. Вертикальный поперечный разрез пластовой литологически экранированной залежи.

 

В верхней части пласта слабопроницаемый аргиллит, ниже по падению – проницаемый пористый песчаник с нефтью и водой.

Тектонически экранированные залежи распространены в районах развития разрывной тектоники и обусловлены наличием разрывов со смещением, поверхность сместителя которых играет роль флюидоупора (рис. 5). Простейшим примером такой залежи может быть моноклинально залегающий пласт песчаника, разбитый нарушением со смещением. Движение флюида по пласту остановлено поверхностью сместителя.

 

Рис. 5. Схематический разрез тектонически экранированной залежи

 

Массивные залежи расположены в телах крупных органогенных построек (биогермов), перекрытых выдержанным пластом плотных непроницаемых пород, выполняющих роль флюидоупора (рис. 6).

Рис. 6. Разрез массивной залежи нефти на примере Гежского месторождения (по данным Макаловского В.В.)

 

Ловушка нефти (газа) – часть природного резервуара, в которой происходит концентрация нефти.

Природные резервуары нефти и газа – это геологические тела, в которых происходит накопление, циркуляция и дифференциация газонефтеводяных флюидов. Природные резервуары состоят из:

- пород-коллекторов, которые окружены

- породами-флюидоупорами.

В объеме, занимаемом породами-коллекторами, происходит дифференциация флюидов на их газовые, нефтяные и водные составляющие.

Природные резервуары, в свою очередь, сами являются составной частью нефтегазоносных комплексов горных пород, слагающих нефтегазоносные бассейны.

 

Раздел II. Породы-коллекторы нефти и газа (определение, типы, основные параметры, характеризующие коллекторские свойства)