Коллекторы и покрышки нефти и газа

Лекция 2 - Происхождение и физико-химические характеристики нефти и газа, условия залегания, типы месторождений углеводородов

Геология нефти и газа рассматривает условия залегания УВ в пластах земной коры, изучает происхождение нефти и при­родного газа, стадийность процессов нефтегазообразования и неф-тегазонакопления, а также генезис различных типов залежей и местоскоплений нефти и газа.

Нефть и природный горючий газ находятся в горных породах, называемых коллекторами, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на днев­ную поверхность).

Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, мо­жет считаться коллектором нефти и газа. По генезису эта поро­да может быть осадочной, магматической или метаморфичес­кой. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99%) содержатся в оса­дочных породах.

Коллектор нефти и газа обладает двумя свойствами: пористо­стью и проницаемостью.

Пористость характеризует ёмкость коллектора и выражается отношением объёма пор и пустот к объёму породы. Величина объёма пор, выраженная в % по отношению ко всему объёму породы, называется коэффициентом пористости. При этом вы­деляют коэффициенты пористости: абсолютной (общей), откры­той (действительной) и эффективной. Коэффициент общей по­ристости включает в себя отношение объёма всех пустот, пор и трещин к объёму породы (К_П^ОБЩ)

К_П^ОБЩ = V_П / V,

где V_П — суммарный объём всех пустот; V — объём породы.

Коэффициент открытой пористости меньше, чем абсолютной, т. к. он учитывает объём связанных (открытых) пор, пустот и трещин, по которым возможно движение флюидов:

К_П^ОТК = V_СП / V,

где V_СП — объём связанных пор.

Коэффициент эффективной пористости меньше, чем откры­той пористости, за вычетом объёма связанной (остаточной, ре­ликтовой) воды, которая осталась в коллекторе, т. е. не полнос­тью отжатой воды при уплотнении осадка и превращении его в породу.

Поровые каналы в породах могут быть различными по вели­чине. Сверхкапиллярные каналы имеют размеры больше 0,5 мм, капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм и субкапиллярные — меньше 0,0002 мм. Макропоры имеют диаметр более 1 мм.

Движение нефти, газа и воды может происходить свободно по крупным (сверхкапиллярным каналам), а по капиллярным — только при значительном участии капиллярных сил. В субка­пиллярных каналах движение флюидов в природных условиях практически невозможно, например, в глинах. Хорошими кол­лекторами, обладающими капиллярными и сверхкапиллярны­ми порами, являются пески, песчаники, алевролиты, а также другие обломочные породы и некоторые разности карбонатных пород органогенного генезиса (рифогенные известняки и доло­миты, известняки-ракушняки). В последних поровые каналы образованы пустотами между органическими остатками и внут­ри раковин.

В обломочных (терригенных) породах поровое пространство зависит от взаимного расположения зёрен (обломков) и характе­ра их укладки, от формы частиц (остроугольная или округлая), от степени отсортированности зёрен (разная зернистость либо один размер зёрен), от степени цементации зёрен (глинистый, карбонатный цемент, отсутствие цемента), от трещиноватости пород, которая может быть как седиментационной (при отложе­нии), так и тектонической (под действием тектонических сил).

Глубина залегания также влияет на пористость пород. Как правило, более погруженные породы из-за давления вышележа­щих толш становятся плотными, что приводит к уменьшению пористости.

Пористость измеряется в % или в долях единицы (например, 15% или 0,15).

Теоретически возможная величина пористости, полученная при моделировании рыхлого и однородного коллектора с наи­меньшей степенью уплотнения зёрен и их одинаковом размере, равняется 47,6%. Однако в природных условиях в земной коре такие коллекторы не встречаются. В лучших песчано-алевроли-товых коллекторах обычно общая пористость редко превышает 30%, а открытая — колеблется от 15 до 25—29%.

По характеру пористости коллекторы делятся на несколько типов: гранулярные (поровые), трещинные, каверновые и сме­шанные (порово-трещинные, порово-каверново-трешинные и др.).

К гранулярным относятся песчано-алевролитовые породы с межгранулярной (межзерновой) пористостью, а также органо­генные известняки и доломиты.

Трешинные коллекторы могут быть связаны с породами раз­ного состава: хемогенные, т. е. отложенные путем химического осаждения в морском бассейне известняки и доломиты, а также плотные песчаники, магматические и метаморфические породы.

Каверновые (кавернозные) коллекторы обычно связаны с кар­бонатными породами, в которых за счет растворения образуются крупные поры — каверны от нескольких миллиметров до несколь­ких сантиметров в диаметре. К этому типу относятся и карстовые коллекторы, в которых также после растворения пород движущи­мися в пластах водами происходит образование очень крупных пустот, нередко достигающих огромных размеров — карстовых пещер (например, вблизи г. Кунгур в Урало-Поволжье и др.).

К смешанным коллекторам, как правило, относятся карбона­ты разного генезиса (органогенные и хемогенные), имеющие ёмкостное пространство, образованное порами, кавернами и тре­щинами в различном их сочетании.

Второе свойство коллектора — проницаемость — характеризу­ет фильтрационную способность коллектора, т. е. способность породы пропускать через себя жидкости или газы.

Как правило, между пористостью и проницаемостью коллек­торов нефти и газа существует прямая зависимость, т. е. коллек­торы, имеющие высокую пористость, обладают и высокой прони­цаемостью, и наоборот. Обычно высокими и хорошими коллек-торскими свойствами обладают пески, песчаники, алевролиты.

За единицу проницаемости принят I мкм² в системе СИ (или 1 Д — дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается в районах нефтегазовых объектов. Поэтому чаще используют для расчёта коэффициента проницаемости (АГ_пр) — единицу 1 мд = 0,001 Д или 0,001 мкм².

К хорошо проницаемым относятся коллекторы с АГ =100— 500 мд (0,1—0,5 мкм²), к высокопроницаемым — более 500 мд (более 0,5 мкм²), к низкопроницаемым — менее 10 мд (менее 0,001 мкм²).

Наличие хороших коллекторов в разрезе отложений исследу­емых территорий является первым признаком возможного на­хождения нефти и газа. Однако этого ещё недостаточно. Для нахождения УВ в коллекторе необходимо их надёжное перекры­тие плотными практически непроницаемыми породами, кото­рые называются покрышками.

Покрышки по свойствам являются антиподами коллекторов. Покрышками могут быть глины, аргиллиты (уплотнённые гли­ны), каменная соль, гипс и ангидрит, глинистые известняки, мергели.

Покрышки различаются по удерживающей способности. Не­которые однородные глинистые или соленосные (соль, ангидрит и гипс) покрышки могут удерживать значительное количество газа, который обладает большей миграционной способностью, чем нефть.

Способность покрышек удерживать нефть и газ от ускольза­ния вверх зависит от совокупности многих факторов, в том чис­ле от толщины, литологии, глубины залегания, трещи но ватости пород, их однородности или расслоенности. Например, плотная пластичная глина небольшой мощности является лучшей по­крышкой, чем плотный известняк большей мощности из-за мел­кой трещиноватости, что обычно характерно для известняка. Наиболее надёжными покрышками считаются соленосные (га­логенные). Например, под кунгурской соленосной покрышкой, которая распространяется на огромной территории Урало-По­волжья (региональная покрышка), выявлены значительные мес-

тоскопления нефти и газа и значительные зоны нефтегазона-копления (Оренбургская).

В некоторых случаях при небольшой площади распростране­ния покрышки (локальной) наличие залежей нефти установлено только в тех местах, где над ними есть покрышки, например, ни Жигулёвском валу в Урало-Поволжье.

Коллекторы и покрышки нефти и газа входят в состав регио­нально нефтегазоносных комплексов (РНГК), которые по А. А. Бакирову (1959) представляют собой определённые литолого-стра-тиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий.

В состав РНГК входят нефте газоматери некие (НМ) и нефте-газопродуцируюшие (НП) толщи, в которых образуются УВ. Диагностическими особенностями этих толщ являются: 1) на­копление в водной среде с анаэробной (без доступа воздуха) об­становкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации; 3) наличие повышенного содержания органического вещества (ОБ), способного преобра­зоваться в УВ нефтяного ряда.

НМ- и НП- толщи могут быть глинистыми, карбонатными или глинисто- карбонатными. Обычно НМ- толщи относят к НП- толщам при наличии в них ОВ более 0,5% по весу породы.

Таким образом, если на исследуемой территории проводится прогноз нефте газоносности недр, необходимо выявить в разрезе отложений наличие РНГК, в составе которых необходимо найти нефте продуцирующие толщи, а также коллекторы и покрышки. Наличие собственного источника УВ в исследуемом регионе в определённых стратиграфических подразделениях разреза отло­жений позволяет прогнозировать высокие перспективы нефте­газоносное™ недр данного региона.

Коллекторы и залегающие непосредственно над ними поро­ды-покрышки вместе формируют природные резервуары, т. е. природные ёмкости нефти и газа.

Дата добавления: 2014-01-05