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.