В какой части баровой постройки коллекторские свойства будут лучшими

Основные коллекторские свойства горных пород.

Основными показателями коллекторских свойств любой горной породы являются пористость, проницаемость, водонасыщенность нефтегазонасыщенность. Характеризуя и оценивая горную породу, следует различать понятия пористости и проницаемости.

ПОРИСТОСТЬ – это общий объем пустот в породе. Величина пористости измеряется в процентах и зависит от формы, взаимного расположения (укладки) и отсортированности слагающих частиц, наличие цементирующего вещества и размера частиц.

Продуктивным коллектором считается порода с пористостью, превышающей 6%. Максимальная (теоретическая) величина пористости при наименее плотном расположении частиц -шариков составляет 47.6%. Такой тип коллектора называется поровым и характерен для терригенных (обломочных) пород- песчаников и алевролитов.

Пустоты в горных породах размером более 1 мм называются кавернами. Наиболее часто каверны встречаются в карбонатных породах (известняках и доломитах) и образуются в результате растворения (выщелачивания). Коллектор носит название каверновый.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ – свойство горной породы, определяющее возможность фильтрации жидкости и газа при существующем перепаде давления. Проницаемость обусловлена наличием в породах поровых каналов и развитием вертикальных и горизонтальных трещин. В системе СИ проницаемость выражается в м2, в системе, принятой раньше в нефтепромысловой практике – в дарси (Д), при этом 1Д= 1.02.10- 12м2.

Проницаемость коллекторов на промышленных месторождениях нефти и газа обычно колеблется от тысячных долей мкм до единиц мкм. Минимальная проницаемость для эффективного коллектора принимается, как правило, равной (0,5 – 1)*10 мкм.

Существуют проницаемые породы, которые обладают проницаемостью, но не имеют существенной емкости. Такие породы являются трещинными коллекторами или проводящими (фильтрующими) горными породами.

Часто встречаются комбинации порового и трещинного коллекторов, которые носят название трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов. Такие типы коллекторов наиболее характерны для известняков и доломитов.

Наиболее часто свойством трещинной флюидопроводности обладают слои и толщи массивных ангидритов, чистых массивных и слоистых плотных известняков, аргиллитов и неразбухающих глин.

Чем меньше проницаемость, тем лучше должны быть экранирующие покрышки. Однако низкая проницаемость покрышки не может сохраняться геологически длительное время и поэтому сохранность залежи нефти и газа зависит в большей мере от интенсивности подтока в нее УВ, которая в положительном случае должна превосходить интенсивность их рассеяния из залежи. Резко ухудшает экранирующие свойства покрышки повышение трещинной проницаемости.

Наилучшими экранирующими свойствами обладают такие пластичные породы, как соли и глины. Наиболее надежными покрышками являются соли, поскольку с глубиной их пластичность растет.

С ростом глубины экранирующие свойства глин ухудшаются за счет гидрослюдизации монтмориллонита (способного набухать и придающего глинам пластичность), и повышения их способности к растрескиванию.

Глинисто-карбонатные покрышки (тонкозернистые глинистые известняки, мергели, карбонатные глины) обладают худшими изолирующими свойствами в связи с малой пластичностью даже при небольших глубинах погружения. С глубиной их качество ухудшается быстрее, чем качество глин.

Нередко высокими экранирующими свойствами обладают сульфаты, поэтому они могут поглощать воду и, таким образом, меняя свой объем, залечивать пустотное пространство.

Остальные типы пород могут являться покрышками лишь как исключение, например, глинистые алевролиты, песчаники с высоким содержанием глинистого цемента и т.д.

Экранирующие свойства покрышки находятся в прямой зависимости от ее мощности. Мощность покрышек может колебаться в значительных пределах: от нескольких метров между залежами в многопластовых месторождениях до десятков метров и более над самой верхней залежью в месторождении.

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ – коллекторское свойство горной породы, характеризующее содержание в ней пластовой воды. Водонасыщенность измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых пластовой водой, к объему этих пор. Водонасыщенность образца горной породы определяется в лаборатории с помощью экстрагирования в аппарате Закса.

Коллекторское свойство горной породы, характеризующее содержание в ней нефти, называется коэффициентом НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, который определяется для оценки запасов нефти. На нефтяных месторождениях Кн=65 – 94%.

Коллекторы – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.

Основные типы коллекторов – терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией – размером зерен.

Размер частиц: крупнозернистых песков – 1-0,25 мм; мелкозернистых песков – 0,25-0,1 мм; алевролитов – 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость – 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2е место.

На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

• Наличие, в основном, только 2х основных породообразующих минерала – кальцита и доломита;

• Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

• Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.

Эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 – 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст – волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти – в интервале 0,06 – 700 м3/сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа – гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы – трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения – основными коллекторами нефти и газа.

Пористость горной породы – наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость – способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы или флюидоупоры – это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры – это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД (а. reservoir properties of rocks; н. Speichervermogen der Gesteine; ф. caracteristiques de reservoir des roches; и. propiedades de reservorio de rocas) — способность горных пород пропускать через себя жидкие и газообразные флюиды и аккумулировать их в пустотном пространстве.

Основные параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность. Проницаемость горной породы — наиболее важный параметр коллектора, определяющий потенциальную возможность извлечения из породы нефти и газа. Породы, способные при гидростатических давлениях пропускать жидкие и газообразные флюиды через сообщающиеся пустоты, называются проницаемыми. Скорость и направление течения флюида связаны с особенностями геометрии порового пространства коллектора, с интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, а также физико-химическими свойствами флюида. Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных. Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость горных пород выражается через коэффициент пропорциональности К (м2 или Д).

Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемости. Абсолютная (физическая) Ka — проницаемость при фильтрации однородной жидкости или газа; определяется геометрией порового пространства и характеризует физические свойства породы. Эффективная Кэф — способность породы пропускать флюид в присутствии других насыщающих пласт флюидов; зависит от сложности структуры порового пространства, поверхностных свойств, наличия глинистых частиц. Относительная Кэф/Ka — возрастает с увеличением насыщенности породы флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении; для нефти, газа, воды колеблется от нуля при низкой насыщенности до единицы при 100%-ном насыщении.

Общую ёмкость пород-коллекторов составляют пустоты трёх основном типов, различающихся по генезису, морфологии, условиям аккумуляции и фильтрации нефти и газа. Общая ёмкость горной породы характеризуется суммарным объёмом пор, каверн, трещин. Определяют три вида пористости горной породы; общую, открытую, эффективную. Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор; открытая — объём сообщающихся между собой пор, заполняющихся флюидом при насыщении породы под вакуумом, она меньше общей на объём изолированных пор; эффективная — характеризует объём, занятый подвижным флюидом; она меньше открытой на объём остаточных флюидов. Величина пористости оценивается отношением объёма пор к объёму породы и выражается в процентах или в долях единицы.

Трещиноватость горных пород значительно повышает их фильтрационные свойства; ёмкость трещин 0,1-0,5%, в карбонатных породах за счёт растворения и выщелачивания существенно увеличивается — 1,5-2,5%.

Кавернозность — вторичная пустотность, образовавшаяся в растворимых карбонатных породах. По генезису и значимости для запасов выделяют унаследованную и вновь образованную кавернозность. Унаследованная кавернозность развивается в пористо- проницаемых разностях с благоприятной структурой пор; вновь образованная кавернозность — в первичноплотных породах (см. Карст, Кавернометрия).

Остаточная водонефтенасыщенность характеризует неизвлекаемую часть флюидов. Остаточные флюиды занимают в породе микропоры и снижают величину полезной ёмкости коллектора.

Количество и характер распределения остаточной (связанной, погребённой) воды зависит от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойств породы (гидрофильности и гидрофобности). Количество остаточной воды в породах различного литологического состава изменяется от 5 до 70-100%. В песчано-алевритовых породах содержание остаточной воды увеличивается при наличии большой глинистости. Заполнение и вытеснение флюидов в пластах зависят от особенностей строения ёмкостного пространства горных пород (т.к. размер, форма, сообщаемость различных видов пустот предопределяют режим фильтрации жидкостей и газов), от степени проявления капиллярных сил, от характера распределения остаточных флюидов. Поровые каналы характеризуются преобладанием капиллярных сил над гравитационными, каверны — преобладающим воздействием гравитационных сил, в трещинах одновременно проявляется действие капиллярных и гравитационных сил. Проявление тех или других сил обусловливает величины эффективной пористости, проницаемости и сохранение части остаточной воды в коллекторах. Коллекторные свойства горных пород — важный количественный параметр для оценки запасов месторождений нефти, газа, водных ресурсов, для выбора режима эксплуатации месторождений.