Коллекторы и покрышки нефти и газа

Коллекторы нефти и газа – породы способные вмещать подвижные флюиды (воду, нефть или газ), фильтровать их при перепаде давления и отдавать их при разработке.

Основное свойство пород–коллекторов – наличие пустотного пространства, которое может быть представлено:

– порами; кавернами; трещинами; биопустотами (раковины, отмершие организмы в рифтовых известняках).

Пустоты подразделяются по размерам и видам:

1. субкапиллярные – 0.005 мм и менее (жидкость в виде пленок и практически не движется)

2. капиллярные 0.005 – 0.1 мм на перемещение действуют силы капиллярного воздействия

3. сверхкапиллярные >0.1 мм движение жидкости под действием силы тяжести.

Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе. Пористость называется межзероновой матрицей.

Каверны – это пустоты, возникшие в результате растворения цемента, выщелачивания какого–либо минерала и (или) их перекристаллизации. Особенно каверны характерны для карбонатных пород, а их размеры различны. В отличие от пор в них не проявляются капиллярные силы.

Трещины – это совокупность разрывов, рассекающих горные породы, они разрывают сплошность горных пород. Выделяются две группы: литологические (диагенетические и катагенетические) и тектонические (дизъюнктивы) трещины. По протяженности и раскрытости бывают микротрещины (<0.1 мм) и макротрещины (>0.1 мм). Пустоты могут быть изолированными или объединены в общую систему каналами с разной протяженностью, сечением или формой. Все эти параметры или емкостно–фильтрационные свойства зависят от многих условий: состава пород; формы и размера зерен; характера их укладки; наличие, вида, состава и свойства цемента и др.

В соответствии с видами пустот коллектора бывают: поровые, каверновые, трещинные, смешанные.

Типы коллекторов различают по составу: терригенные и карбонатные, а также глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические. Терригенные коллектора занимают главное место, в них заключено 55 млрд. т разведанных запасов, что составляет 75 %. Емкостно-фильтрационные свойства их весьма разнообразны, так пористость в среднем составляет 15-20%, а коэффициент проницаемости десятки и сотни миллидарси. Карбонатные коллектора заключают ≈ 45% мировых запасов нефти и 25% запасов газа. В карбонатных коллекторах преобладают кавернозные и трещинные типы пор. Глинистые, кремнистые, вулканогенные, метаморфические и магматические коллектора можно отнести к нетрадиционным, в которых преобладают трещинные и порово- трещинные пустоты. Такие коллектора в баженовской карбонатно-глинисто-кремнистой толще верхней юры Западной Сибири с содержанием С_орг в аргиллитах до 8%.

Емкостно-фильтрационные свойства породы характеризуются основными параметрами – пористостью, проницаемостью и водонасыщенностью.

Пористость это отношение объема пустот к общему объему породы. Различает 3 вида пористости:

Общая пористость (полная, абсолютная) объем всех пустот породы, включая поры, каверны и трещины, связанные и несвязанные между собой. Коэффициент Коп = Vп / V – где Vп объем пустот, V объем породы.

Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину изолированных пор. Определяется при помощи насыщения высушенной породы керосином. Много изолированных пор в известняках, доломитах и туфах. Разница между общей пористостью и открытой пористостью увеличивается в ряду песок–песчаник–алевролит. Коэффициент используют при подсчете запасов.

Эффективная пористость (динамичная, полезная) пористость – объем нефтенасыщенной части свободного пустотного пространства. Используется при подсчете запасов.

Величина пористости зависит от формы, укладки, сортировки зерен и не зависит от их размеров. Так для очень хороших сортированных песков Кп = 43 %; а нижней предел Кп 6–8%, ниже порода уже не коллектор. Суммарный объем трещинных пустот невелик – 0.1–1% (иногда 2–3%), но он оказывает существенное влияние на фильтрационные свойства.

Проницаемость – свойства коллектора пропускать (фильтровать) жидкости и газ при перепаде давления. Различают абсолютную проницаемость, измеренная при прохождении через породу флюида любого фазового состава в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом, и фазовую (или эффективную)проницаемость, определенная по какому–либо флюиду в присутствии другого флюида. Например, через водонасыщенную породу проходит газ или нефть.

Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду, к абсолютной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.

Абсолютная проницаемость определяется по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации (объем проницаемости веществ) в нормальной среде при струйном ламинарном потоке прямо пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости. Измеряется в дарси (Д) или миллидарси (мД). Порода, обладающая проницаемостью в 1Д, если однофазный флюид вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см³/с при площади поперечного сечения 1 см2 и перепаде давлений 1 атм. В международной системе СИ 1мД=10^{-15 м2}.

Флюидоупор – породы плохо проницаемые для воды, нефти и газа, способные играть роль изолирующих (экранирующих) разделов. Литологическое тело (пласт, пачка, свита), расположенное над коллектором нефти (газа) и препятствующее фильтрации УВ из коллектора в верхние горизонты, называется покрышкой. Наличие покрышки (флюидоупора) является необходимым условием существования нефтяных и газовых залежей. Чем ниже проницаемость покрышки и выше ее пористость, тем лучше ее экранирующие свойства.

Роль покрышек выполнят: глины, аргиллиты, глинистые известняки, соли, гипсы, ангидриты. По надежности покрышки стоят: соль→ ангидрит → гипсы → глины → песчано-алевролито-глинистая масса. Надежность экранов определяет содержание залежи (нефть, газ). По разным признакам существуют разные классификации покрышек (флюидоупоров).

1. По площади распространения:

– региональные (сотни, десятки тыс.км²) – имеют широкое площадное распространение, большую мощность, выдержанный литологический состав;

– зональные (1–10 тыс. км²) меньшая мощность и площадь;

– локальные (сотни км²) как правило одно или несколько месторождений.

2. По литологической характеристике:

– глинистые,

– соленосные,

– карбонатные,

– магматические,

– многолетнемерзлые породы.

3. По степени однородности:

– однородные,

– неоднородные.

Глинистая покрышка – наиболее часто встречаемый тип флюидоупоров. Экранирующая способность глин зависит:

– от состава глинистых минералов → каолинит (наибольшая проницаемость) → монтмориллонит (наименьшая проницаемость);

– физико–химических свойств – прежде всего речь идет о плотности пород, т.к. с ее увеличением проницаемость снижается;

– гранулометрический состав – степень неоднородности – песчано–глинистые прослои – состав цемента;

– мощность покрышки (Уренгой залежь 176 м, а покрышка 600 м);

– трещиноватость и вторичные изменения;

– с подсолевыми отложениями связаны крупные месторождения нефти и газа (сульфатно–карбонатные покрышки);

– соленосные породы – галит, сильвин, ангидрит, гипс – на разных стратиграфических уровнях – в разных регионах мира (Вуктыльское, Оренбургское).

Соль – высоко пластичная порода – надежно экранируют, но прослои глинисто-алевритовых пород снижают экранирование, ангидрит и гипс менее надежный флюидоупор.

Карбонатные покрышки – представлены в основном пелитоморфными, мелкозернистыми известняками и доломитами.

Криогенные покрышки. Их образование связано с многолетнемерзлыми породами в приполяных широтах (север Архангельской обл., Сибири, США, Канады и в Гренландии).

«Ложная» покрышка или полупокрышка – пласт слабопроницаемой породы, экранирующий не промышленную залежь, а лишь её промежуточный пласт с крайне низкой емкостью пород и при этом с высокой трещиноватостью.

Классификация коллекторов

Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством — это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных пород встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернознопоровые разности (в том случае, если часть зерен сравнительно легко растворяется).

В практическом смысле можно классифицировать коллекторы по емкостным и фильтрационным способностям. Одна из первых классификаций по этому принципу в нашей стране была создана П.П. Авдусиным и М,А. Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величина эффективной пористости. Всего было выделено пять классов: А — с эффективной пористостью более 20%; В — 15 — 20%; С — 10 — 15%; D — 5 — 10%; Е — менее 5%. Каждый из классов по степени сложности строения порового пространства, находящей отражение в гидравлической характеристике (Ф) (более высокие значения были у поровых каналов изометрических очертаний в поперечных сечениях), подразделяется на три группы: 1) Ф > 0.25, хорошо проницаемые коллекторы, допускающие значительные скорости фильтрации; 2) Ф = 0.1 — 0.25, среднепроницаемые коллекторы, со средней скоростью фильтрации; 3) Ф < 0.1, слабопроницаемые коллекторы с незначительной скоростью фильтрации. П.П. Авдусин и М.А. Цветкова выделили классы без указания типов пород; в классификации не приводятся также величины проницаемости. В настоящее время наиболее широко применяется классификация А.А. Ханина (ВНИИГАЗ).

Классификация терригенных коллекторов (Ханин, 1976)

Класс коллектора	Название породы	Эффективная пористость, %	Проницаемость по газу, мД	Характеристика коллектора по проницаемости и емкости
I	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	>16.5 >20 >23.5 >29	>1000 >1000 >1000 >1000	Очень высокая Очень высокая Очень высокая Очень высокая
II	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый	15–16.5 18–20	500–1000 500–1000	Высокая Высокая
III	Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	21.5–23.5 26.5–29 11–15 14–18 16.8–21.5 20.5–26.5	500–1000 500–1000 100–500 100–500 100–500 100–500	Высокая Высокая Средняя Средняя Средняя Средняя
IV	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	5.8–11 8–14 10–16.8 12–20.5	1–100 1–100 1–100 1–100	Пониженная Пониженная Пониженная Пониженная
V	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	0.5–5.8 2–8 3.3–10 3.6–12	1–10 1–10 1–10 1–10	Низкая Низкая Низкая Низкая
VI	Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит среднезернистый Алевролит мелкозернистый	<0.5 <2 <3.3 <3.6	<1 <1 <1 <1	Весьма низкая, обычно не имеет практического значения

Анализ большого фактического материала позволил А.А. Ханину установить зависимость между величинами полезной емкости и проницаемости для отдельных групп коллекторов, выделяемых по гранулометрическому составу (среднезернистые и мелкозернистые песчаники, алевролиты с преобладанием крупноалевритовой фракции и с преобладанием мелкоалевритовой фракции). На основе анализа построения кривых было выделено шесть классов коллекторов (I, II, Ш, IV, V, VI) с проницаемостью соответственно свыше 1000 мД, от 1000 до 500, от 500 до 100, от 100 до 10, от 10 до 1 мД и менее. Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к VI классу с проницаемостью менее 1 мД, обычно в естественных условиях содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения. Сложность изучения коллекторов и множество факторов, влияющих на их свойства, пока не позволяют создать вполне удовлетворительную классификацию.