По их емкостно-фильтрационным свойствам И.А.Конюхова

Классификация терригенных коллекторов

Классификация терригенных коллекторов А.А.Ханина

Тема лекции: Нефть и газ – горючие полезные ископаемые. Состав и физические свойства нефтей и углеводородных газов. Классификации нефтей (химические, технологические) и их краткая характеристика.

Нефть – горючее углеводородное полезное ископаемое, представляющее собой маслянистую жидкость от бесцветного до черного цвета, состоящую из метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов. В природе по цвету чаще всего встречаются темные нефти (черные, темно-коричневые, коричневые с различными оттенками). Светлые нефти – редки. В экономике нефть используется в двух важнейших направлениях: как уникальный энергоноситель, не имеющий альтернативы по энергоемкости и объему в земной коре, и как уникальное химическое сырье, из которого вырабатывают тысячи необходимых предметов для народного хозяйства. Это – синтетический каучук, синтетические спирты, стиральные порошки, искусственные ткани, пластмассы, краски, лаки, минеральные удобрения, строительные материалы, дорожное покрытие и многое, многое другое.

Состав нефти. При изучении состава нефти, в первую очередь, определяется ее элементный химический состав. Все нефти содержат пять основных химических элементов: углерод, водород, серу, кислород, азот. Два первых резко преобладают над остальными. В нефти содержится 83-87% углерода, 12-14% водорода, от 0,02 до 7% серы, от 0,05 до 3,5 %, кислорода и азота не более 1,7%.

Наиболее вредна для нефти и нефтепродуктов сера, сероводород и другие ее соединения.

Групповой химический состав нефтей также тщательно изучается. В нефтях выделены три основные группы углеводородов, имеющие различное химическое строение и физические свойства.

Парафиновые (метановые) углеводороды имеют общую формулу C_nH_2n+2, где n число атомов углерода в молекуле. В стандартных условиях (температура 20⁰С и давление 1 атмосфера) углеводороды данной группы бывают газообразные, жидкие и твердые.

Газообразные УВ (от С₁ до С₅) – это следующие газы: метан С₁, этан С₂, пропан С₃, бутан С₄, пентан С₅. Жидкие УВ (нефть) имеют в молекуле от шести до пятнадцати атомов углерода (бензиновая фракция имеет от шести до девяти атомов углерода в молекуле). Твердые парафиновые углеводороды (в основном это парафин) имеют шестнадцать и более атомов углерода в молекуле. Содержание метановых углеводородов в природных нефтях колеблется от 25 до 30%. Эти полностью насыщенные и химически весьма устойчивые углеводороды.

Нафтеновые углеводороды имеют общую формулу С_nН_2n. В нормальных (стандартных) условиях это жидкости. Плотность их, как правило, выше метановых. Содержание их в природных нефтях колеблется от 25 до 30%, иногда значительно больше до 60% (некоторые нефти Эмбенского нефтеносного района).

Ароматические углеводороды имеют общую формулу CnH_2n-6. Содержание ароматических углеводородов в нефтях наименьшее (10-20%) и встречаются они далеко не во всех нефтях.Типичные их представители бензол, толуол представляют собой прекрасные органические растворители.

Твердые кристаллические углеводороды (в нормальных условиях) нефтей представлены в основном парафином (церизином). Входят они в метановую группу (от С₁₆ и выше) и содержатся в нефтях от ничтожных количеств до 25-30%. Примером высокопарафинистых, уникальных по содержанию парафина нефтей (25-30% парафина), могут служить юрские нефти месторождений Жетыбай и Узень (Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область). Парафин является ценным химическим сырьем, но высокое содержание его затрудняет добычу и транспортировку нефти и увеличивает ее себестоимость, так как при этом необходимо дополнительно содержать службу депарафинизации скважин и применять скребки, горячий пар, воду, различные реагенты для очистки скважин при добыче высокопарафинистой нефти и подогревать нефтепроводы при ее транспортировке. Первый «горячий» нефтепровод в Казахстане был построен от Узеньского месторождения(Мангышлак) до Новокуйбышевска (Российская Федерация). Парафин, являясь ценным химическим компонентом нефти применяется в медицине, электротехнике, как смазка, для выработки белковых веществ и во многих других отраслях.

Кислородные (неуглеводородные) химические соединения в нефти ухудшают ее качество, но иногда, такая нефть становиться целебной и применяется для лечения различных кожных заболеваний (санаторий Нафталан на Кавказе). Кислородные соединения представлены нафтеновыми и асфальтогенными кислотами, фенолами и т.д. Содержание их в нефтях не превышает 10%.

Смолисто-асфальтеновые вещества содержатся практически во всех природных нефтях, но количество их разное и колеблется от долей процента до 50%. Указанные компоненты в нефтях по объему занимают второе место после углеводородов. Наиболее богаты смолисто-асфальтеновыми компонентами кайнозойские и частично мезозойские нефти.

Смолы – твердые аморфные вещества, реже вязкие малоподвижные жидкости от бурого до темно-коричневого цвета применяются в строительстве. По содержанию в нефти смол ее классифицируют как малосмолистую – содержание смол до 5%, смолистую – от 5 до 15% и высокосмолистую - более 15%.

Асфальтены нефтей – твердые аморфные вещества темно-бурого и черного цвета. Сюда же входят азотосодержащие вещества пиридин и порфирин.

Микроэлементы золы нефтей промышленного значения, как правило, не имеют и используются как корреллятивы при сопоставлении нефтей одноименных горизонтов различных месторождений. Главные зольные элементы ванадий и никель содержатся в золе нефтей до 0,04 и 0,01%, соответственно. В ничтожных количествах в золе нефтей присутствуют фосфор, иод, бром, уран и более редкие химические элементы.

Физические свойства нефти. Цвет природных нефтей от бесцветного до светло-желтого, бурого и черного с зеленоватым или голубоватым оттенками. Большинство природных нефтей имеют темный (черный, бурый) цвет. Но отдельные легкие нефти имеют светлые тона: бесцветный, желтый, красноватый.

Все нефти имеют специфический нефтяной запах.

Одним из основных физических свойств нефти является её плотность. Стандартной для нефти и нефтепродуктов принята, так называемая, относительная плотность. Определяется она как отношение плотности нефти к плотности стандартного вещества. Стандартным веществом обычно служит дистиллированная вода, плотность которой при +4⁰С равна 1000 кг/м³. Стандартной температурой, при которой ведут определения плотности нефти и нефтепродуктов принята температура +20⁰С. Поэтому плотность нефти имеет обозначения , , , что указывает на принятую температуру измерения плотности нефти (+20⁰С) и сравнение полученной плотности нефти с плотностью стандартного вещества при +4⁰С. Единица измерения плотности нефти и нефтепродуктов в системе СИ – кг/м³.

В природе наиболее часто встречаются нефти с плотностями от 820 кг/м³ до 920 кг/м³, значительно реже с плотностями 720-770 кг/м³ (месторождение Марково) и 900-980 кг/м³ (месторождение Кара-Арна). Плотность нефти зависит от содержания в ней бензиновых, лигроиновых и дизельных фракций (легкие нефти) и от содержания смолисто-асфальтеновых, кислородных соединений (тяжелые нефти). Плотность нефтей и нефтепродуктов измеряют ареометром и пикнометром. Первый способ – полевой экспресс-метод, быстрый, но неточный. Чаще в лабораториях плотность нефти измеряют с помощью пикнометров. Практическая необходимость изучения плотности нефти состоит в том, что без знания плотности нефти невозможно подсчитать запасы ее, находящиеся в недрах, невозможно составить проект разработки и осуществлять саму разработку.

Вязкость важное свойство нефти, которое показывает силу сопротивления перемещению одной части флюида, относительно другой. Стандартной для нефти и нефтепродуктов принята кинематическая вязкость, измеряемая вискозиметрами типа Оствальда-Пинкевича при температуре +20⁰С, +40⁰С, +60⁰С, +80⁰С и т.д. Единица измерения вязкости в указанной системе сантистокс (сст). Вязкость природных нефтей колеблется в широких пределах от единиц сст до нетекучего состояния.

Высокая вязкость обусловлена высоким содержанием в нефти парафина, кислородных соединений, смол и асфальтенов. Нефти месторождений Узень и Жетыбай при температуре +20⁰С имеют нетекучее состояние из-за весьма высокого содержания парафина (25-30%). Поэтому, по вязкости можно ориентировочно определять состав и качество нефти. Практическая необходимость изучения вязкости в пластовых и поверхностных условиях велика, поскольку вязкость нефти обуславливает специфические методы ее добычи, транспортировки и переработки.

Температура начала кипения различных нефтей неодинакова и зависит от строения и состава углеводородов, входящих в нефть. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы УВ нефти, тем выше начало кипения самой нефти. Бензинистые нефти имеют наиболее низкую температуру кипения, смолистые – наиболее высокую. Наблюдаются также различные температурные пределы выкипания отдельных фракций нефти, что используется при температурной (первичной) разгонке нефтей на нефтеперерабатывающих заводах (процесс первичной гонки). Так, с нагревом нефти до 60⁰С выкипает петролейный эфир. Но эта фракция редко присутствует в нефтях. При дальнейшем нагревании нефти при атмосферном давлении до 200⁰С выкипают бензиновая и лигроиновая фракции, до 240⁰С под вакуумом – керосиновая; до 350⁰С- под вакуумом газойлевая; до 500⁰С при остаточном давлении 1-2 мм рт.ст - смазочные масла. Нагрев нефти выше +500⁰С также под вакуумом позволяет отобрать асфальтовые масла и в конце гонки остается мазут.

Молекулярная масса – важная физико-химическая характеристика нефтей, которая колеблется в пределах 240-290 и представляет собой средневзвешенное арифметическое молекулярных масс фракций нефти. Данный параметр указывает на состав нефти и используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. Керосин и легкие смазочные фракции имеют молекулярную массу от 70 до 300, более тяжелые фракции (асфальтовые масла) имеют молекулярную массу значительно большую, чем средневзвешенная (240-590).

Теплотворная способность или удельная теплота сгорания нефти характеризует ее как уникальный энергоноситель, альтернативы которому в таких больших используемых объемах в настоящее время нет, достигает 11000 ккал/кг, (43544800-45638300 джоулей; 1 ккал равна 4187 джоулей). Это в полтора раза больше теплоты сгорания каменного угля и в три раза - сухих дров.

Электропроводность нефти важнейший физический параметр, используемый в геолого-геофизических исследованиях при поисках и разведке нефти и газа. Идеально чистая нефть- «диэлектрик», но в пластовых условиях она содержит в том или ином количестве высокоминерализованную воду (проводник электричества), что снижает ее электроизоляционные свойства. В практике поисковых работ на нефть и газ для выявления нефтегазоносных пластов в разрезе скважин при поисках и разведке нефти и газа используется обратный электропроводности параметр –сопротивление нефтегазонасыщенных пластов. Высоким электрическим (оммическим) сопротивлением на каротажных диаграммах характеризуются нефтегазонасыщенные пласты, а водонасыщенные – самым низким сопротивлением в силу большой минерализации воды, насыщающей пласт. Глины и многие другие породы имеют промежуточные значения оммического сопротивления. Рассматриваемый физический параметр нефти широко используется также и в других (кроме каротажа) геофизических методах при поисках нефти и газа (электроразведка, прямые геофизические методы).

Способность природных нефтей светиться при облучении их каким-либо другим светом – люминисценция также широко используется в геолого-разведочных работах при поисках нефти и газа и в геохимических исследованиях горных пород и нефтей. Чаще всего для этих целей используется источник ультрафиолетового света. Рассматриваемое свойство применяется при корреляции (сопоставлении) нефтей одновозрастных горизонтов разных месторождений того или иного нефтегазоносного района. При облучении нефтей ультрафиолетовым светом легкие нефти обычно светятся серым, голубовато-серым цветом, более тяжелые, смолистые нефти – ярким желтым или желтовато-бурым и еще более тяжелые, окисленные нефти с асфальтенами – коричневым, темно-коричневым цветом. При геолого-геофизических исследованиях скважин свойство нефтей люминисцировать широко используется с целью выявления в разрезе скважин нефтенасыщенных пластов. Если скважина разбуривает нефтяной пласт, то некоторое количество нефти из этого пласта несомненно будет поступать в глинистый раствор. Малое количество нефти в глинистом растворе невозможно обнаружить визуально, поэтому геолог просматривает пробы глинистого раствора, выходящего из скважины, под люминисцентной лампой. В глинистом растворе даже весьма мелкие включения нефти будут люминисцировать определенным цветом, обнаруживая себя таким образом.

Оптической активностью (способностью вращать плоскость поляризации светового луча и чаще всего вправо (<0.1-1⁰)) обладают почти все нефти. Исключением являются очень легкие «белые» нефти, которые таким свойством не обладают. Оптическую активность в основном обуславливают нафтеновые углеводороды и она свойственна только живому веществу и природным нефтям. Это свойство природных нефтей унаследовано от исходного органического вещества, генерировавшего нефть, абиогенный синтез углеводородов не дает оптически активных молекул.

Классификации нефтей. В природе наблюдается большое разнообразие нефтей. Это объясняется составом исходного органического вещества, генерировавшего нефть, изменением состава нефтей в результате ее миграции и дифференциации на фракции, глубоким изменением состава в приповерхностной зоне (зоне гипергенеза). Чтобы стало возможным удобно работать с нефтями, исследовать их разработаны различные классификации нефтей: химические, технологические, генетические.

По плотности нефти подразделяются на: легкие с плотностью менее 870 кг/м³; средние с плотностью 870-910 кг/м³; тяжелые с плотностью более 910 кг/м³.

По содержанию серы все нефти дифференцируются на: малосернистые – содержание серы менее 0,5%;сернистые –0,51-1,9%; высокосернистые более 1,9%.

По содержанию смол все нефти дифференцируются на: слабосмолистые – содержание смолы до 5%;смолистые – 5-15%; высокосмолистые более 15%.

По вязкости выделяют нефти: маловязкие, вязкость менее 5 МПа.с; средневязкие –вязкость 5-10МПа.с; повышеной вязкости - вязкость 10-30 мПа.с; высоковязкие – вязкость более 30 МПа·с.

Химическая классификация нефтей, отражающая их групповой химический состав, была разработана Грозненским научно-исследовательским институтом нефти, в которой выделено шесть типов нефтей.

Парафиновый (метановый) тип нефтей, в содержании которого метановая группа углеводородов резко преобладает, они содержат мало смол и асфальтенов. К данному типу относятся юрские нефти месторождений Узень и Жетыбай Южно- Мангышлакской нефтегазоносной области.

Парафино-нафтеновый тип нефтей имеет, кроме парафиновой группы, заметное содержание и нафтеновых углеводородов. Эти нефти бедны смолами и асфальтенами.

Нафтеновый тип нефтей, в котором нафтеновая группа углеводородов резко преобладает, эти нефти также бедны смолами и асфальтенами.

Парафино-нафтено-ароматический тип нефтей, содержит все три группы углеводородов. Содержание смол и асфальтенов в них заметно возрастает и достигает 10%.

Нафтено-ароматический тип нефтей состоит в основном из нафтеновых и ароматических УВ. Содержание смол и асфальтенов в них достигает до 15-20%. Метановая группа содержится здесь в небольших количествах и только в легких фракциях.

Ароматический тип нефтей характеризуется тем, что ароматическая группа углеводородов в нем резко преобладает. Эти нефти обладают высокой плотностью, высоким содержанием смол и асфальтенов, редко встречаются в природе. В качестве примера таких нефтей можно привести нефти месторождения Прорва Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Исследователь А.С. Великовский предложил более простую классификацию нефтей, чем предыдущая, в которой он выделил 3 типа: метановый (парафиновый) тип – нефти, легкие богатые бензином. Нафтеновые нефти, содержат мало бензина, но значительную долю керосина; нефти третьего типа без названия, в составе их бензин совершенно отсутствует(безбензиновые нефти). Наибольшее распространение в природе имеют метановые нефти, наименьшее ароматические.

Для целей переработки нефти разработана технологическая классификация нефтей, которая учитывает содержание в них серы, выход легких фракций до 300⁰С, содержание масел, индекс вязкости масел и содержание парафина.Согласно рассматриваемой классификации все нефти по содержанию серы подразделяются на три класса: I класс - содержание серы в нем менее 0,5%; II класс – от 0,51 до 2%; III класс – более 2%.

По выходу светлых фракций до 300⁰С выделяются три типа нефтей: перый тип Т₁ – выход фракций более 45 %; второй тип Т₂ – выход фракций 35-45 %; третий тип Т₃ –выход фракций меньше 35 %.

По содержанию масел все нефти подразделяются на четыре группы:

Первая группа М₁ – выход масел более 25%; вторая группа М₂-выход масел 20-25%; третья группа М₃ - выход масел 15-20%; четвертая группа М₄ – выход масел меньше 15%.

По индексу вязкости масел все нефти подразделяются на две подгруппы: первая подгруппа И₁ имеет индекс 85 единиц; вторая группа И₂- индекс 40-85 единиц.

По содержанию парафина все нефти подразделяются на три вида: вид П₁ – содержание парафина до 1,5% вид П₂ - от 1,5 до 6%; вид П₃ больше 6%. После определения в нефтях всех ранее перечисленных компонентов им присваивается сводный шифр, указывающий специалисту на содержание и качество нефти, а также куда, на какой нефтеперерабатывающий завод ее необходимо отправить. Например, нефть с шифром: «I, T₂, П₁; M, И₁» - малосернистая, маслянистая слабопарафинистая, с большим выходом светлых фракций.

Состав и физические свойства углеводородных газов. Углеводородные газы в природе встречаются в нескольких модификациях.

Природные углеводородные газы чисто газовых залежей состоят в основном из метана СН4 (92-99%) с небольшой примесью тяжелых его гомологов (1-8%) и именуются «сухими».

Попутные газы – это углеводородные газы, растворенные в нефти, именуемые «жирными», содержат 50% и более гомологов метана. При извлечении нефти на поверхность эти газы выделяются из нефти и должны утилизироваться. Но, к сожалению, они часто сжигаются в факелах, несмотря на то, что могут являться источником дешевого газобензина. У разработчиков, ведущих добычу нефти, введен такой параметр как газовый фактор – количество растворенного в нефти газа, измеряемого в м³/т или м³/м³ нефти.

Газы газоконденсатных залежей (месторождений) в пластовых условиях представляют собой парообразную смесь газов с жидкой легкой фракцией углеводородов. При извлечении данной смеси на поверхность, (резком снижении давления и температуры по сравнению с пластовыми) легкая жидкая углеводородная фракция в виде, так называемого, газового конденсата легко отделяется (выпадает из смеси) и собирается в специальных отстойниках-сепараторах. Содержание жидкой фракции характеризуется конденсатным фактором. На месторождений Карашыганак значение конденсатного фактора достигает 650 м³/м³.

Газовый конденсат – бесцветная, желтая или светло-коричневая легкая жидкая фракция углеводородов, которая в пластовых условиях находится в парообразной смеси с газом и конденсируется (выпадает) из этой смеси при извлечении ее на поверхность. Газовый конденсат образуют бензиновая, керосиновая, лигроиновая и газойлевая фракции.

По возрастанию плотностей в природе существует следующий углеводородный ряд: газ «сухой» метановый (плотность 0,71 кг/м³) – газ «жирный» (растворенный в нефти) (плотность более 1 кг/м³) – газовый конденсат (плотность 720-800 кг/м³) – легкая светлая нефть плотность (750-800 кг/м³)- темные нефти (плотность 820-920 кг/м³), дериваты нефти – битумы (плотность более 1000 кг/м³).

Углеводородные газы относятся к метановой группе углеводородов, к ее газовой фазе, которая имеет общую формулу С_nН_2n+2 . Так же как и нефть углеводородные газы состоят из двух основных химических элементов, но содержание их иное, чем в нефти. Углеводородный газ содержит 42-78% углерода и 14-24% водорода. Метан в природных УВ газах преобладает, его гомологи имеют подчиненное значение. Метан имеет формулу СН₄ и его гомологи: этан – С₂Н₆, пропан –С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀, пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄.

Метан не имеет цвета и запаха, гомологи-специфический нефтяной. Метан имеет двойной генезис (угольный и нефтяной), гомологи – только нефтяной, что используется при поисках скоплений нефти.

Плотность УВ газов измеряется двояко: по отношению к воздуху (относительная плотность) и в кг/м³, что показано в таблице 3.

Таблица 3

Наименование газа	Относительная плотность по воздуху	В системе «СИ» кг/м3
Метан	0,554	0,714
Этан	1,038	1,35
пропан	1,522	1,97
Бутан	2,006	2,85
пентан	2,49	3,22
гексан	2,974	3,81

Анализ таблицы 3 показывает, что метан в открытом пространстве представляет меньшую опасность, чем его гомологи. Выходя по разрывным тектоническим нарушениям на дневную поверхность, или поступая в атмосферу из трубопроводов он рассеивается в атмосфере в виду того, что он почти вдвое легче воздуха. Гомологи же метана, являясь газами тяжелее воздуха скапливаются в пониженных участках рельефа местности и представляют большую взрывную и пожарную опасность. В закрытом же пространстве и метан при содержании его от 5 до 16% в воздухе представляет собой сильную взрывоопасную смесь, которая не горит, а взрывается от искры электропроводов, сигареты или открытого пламени.

Многие углеводородные газы имеют способность к сжижению при нежестких термобарических условиях. Так, пропан широко используемый нами в быту (балонный газ), превращается в жидкость при температуре +21⁰С и давлении всего 0,914 МПа, кипит же при температуре – 44⁰С. Следовательно, пропан наиболее удобен и безопасен для широкого применения в быту. Бутан имеет близкие к пропану физические параметры для сжижения. Метан же при плюсовой температуре в жидкость не превращается и требует приложения большого давления, пентан и гексан сжижаются при более низкой температуре, но при комнатной температуре +20⁰С кипят. Вот поэтому, для широкого использования балонного газа в быту выбран пропан, отчасти бутан.

Углеводородные газы обладают интересным физическим свойством – газоконденсацией или ретроградной (обратной) растворимостью.

Явление перехода газовой смеси при повышении давления через жидкую фазу в парообразную и вновь при падении давления в жидкую получило название газоконденсации. Такое явление имеет место в природе, в так называемых, газоконденсатных залежах, при разработке которых разработчиками введен промысловый параметр-выход стабильного конденсата, измеряемый в см³/м³. газа. Специфика разработки газоконденсатных залежей такова, что необходимо сначала, как можно меньше снижая пластовое давление с целью не допущения выпадения жидкости из парообразной смеси в пластовых условиях, отобрать максимальное количество конденсата на поверхности, закачивая одновременно освобожденный от конденсата газ обратно в залежь. Эта технология получила название «сайклинг процесс». Таким путем мы добъемся увеличения коэффициента конденсатоотдачи к концу разработки.

Кроме углеводородных газов в газовых залежах весьма часто встречается азот, иногда в больших количествах (до 40%), углекислый газ значительного содержания, сероводород иногда до 15%, свободный водород и инертные газы гелий и аргон. Примером таких смешанных природных газов могут служить залежи углеводородно-азотно-гелиевого газа Шу-Сарысуйского газоносного бассейна Южного Казахстана. Смешанные газы требуют комплексного их использования. Углеводородные газы как энергоносители и химическое сырье; азот для выработки азотных удобрений, сероводород для получения дешевой серы и гелий как стратегическое сырье.

Необходимо особо отметить, что при работе с природными газами необходимо четко выполнять требования технологии бурения скважин, транспортировки газа и техники безопасности.

При бурении газовых скважин довольно часто происходят самопроизвольные аварийные выбросы и фонтаны в силу того, что газ имеет чрезвычайно малые плотность и вязкость, мало теряет энергии при движении снизу-вверх по стволу скважины и на устье приходит почти с тем же высоким давлением, что и пластовое и ликвидировать (заглушить) самопроизвольный аварийный фонтан газа оказывается потом очень трудно. Кроме того сероводород, создавая агрессивную среду в скважинах, преждевременно выводит из строя буровое оборудование и обсадные трубы, а выходя в атмосферу при аварийном выбросе, губительно действует на все живое даже при незначительных его концентрациях в воздухе.

Основная литература: 4[50-85], 5[7-26]

Дополнительная литература 11[4-16]

Контрольные вопросы:

1. Приведите определение нефти.

2. Из каких химических элементов состоит нефть?

3. Основные физические свойства нефти.

4. Состав и физические свойства углеводородных газов.

8 Тема лекции: Происхождение нефти и газа. Органическое происхождение углеводородов в земной коре и его сущность. Геологические условия и факторы преобразования рассеянного в породах органического вещества в нефть и газ. Неорганические гипотезы происхождения нефти и газа и их сущность. Теоретическое и практическое значение проблемы. Миграция нефти и газа.

Генезис нефти и газа – одна из сложных и трудно разрешаемых однозначно проблем нефтяной геологии. В современном состоянии решения данной проблемы существуют два взгляда на происхождения нефти и газа – органический и неорганический. Рассматриваемая проблема имеет важнейшее теоретическое значение, так как она тесно связана с глобальными вопросами происхождения органической жизни на Земле и других планетах, и практическое значение, используемое при поисках скоплений нефти и газа. Необходимо отметить, что в настоящее время наиболее обосновано фактическими материалами органическое происхождение нефти и газа, которое направляет поисково-разведочные работы на нефть и газ, как в нашей стране, так и за рубежом.

Органическое происхождение нефти и газа. Органическое происхождение поддерживали вслед за М.В. Ломоносовым академики А.Д. Архангельский (1927 г.), И.М. Губкин (1937 г.) и развивали ученые-геологи И.О. Брод, А.А. Бакиров, Н.А. Еременко, В.В. Вебер, Н.Б. Вассоевич, М.К. Калинко, В.А. Успенский, С.Г. Неручев и многие другие. М.В. Ломоносов один из первых ученых России в 1763 году высказал свое суждение об органическом происхождении нефти. Данный процесс он трактовал как результат «возгонки» углеводородов из каменного угля под воздействием «подземного жара» - (тектонические и магматические процессы).

И.М. Губкин, анализируя геологический материал по нефтегазоносности мира, в 1937 г. пришел к однозначному выводу об органическом происхождении нефти и газа, хотя он допускал и неорганический синтез углеводородов в земной коре, но в крайне незначительных масштабах. Необходимо отметить, что хотя и не все аспекты в органическом происхождении нефти и газа решены однозначно и до конца, большинство геологов-нефтяников в настоящее время именуют данное направление не гипотезой, а теорией. Длительный научный спор по данной проблеме ведется не только между сторонниками органического и неорганического происхождения нефти и газа, но и среди тех и других.

С целью обоснования своего учения сторонники органического происхождения приводят ряд геологических, химических и геохимических доводов в пользу органического происхождения нефти и газа. Основные геологические доводы их следующие:

- 99,9 % нефтяных и газовых залежей и значительные нефтепроявления мира приурочено к осадочным породам, где также имеется и определенное повышенное количество рассеянного органического вещества. (парагенезис нефти и РОВ)

- парагенезис рассеянного органического вещества и углей с битумоидами и залежами нефти в широком смысле.

- в земной коре отмечена четкая совместная связь нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Во многих нефтегазоносных регионах развиты комплексы обогащенные битумоидами и рассеянным органическим веществом (РОВ), с которыми связаны многочисленные нефтегазопроявления и промышленные скопления нефти и газа (доманиковая свита на Урале, тюменская – в Западной Сибири, майкопская – на Кавказе и др.)

- наличие мелких скоплений нефти в пористых полостях пород литологически со всех сторон замкнутых непроницаемыми породами.

- сопоставление мировых запасов углей и нефти по стратиграфическим комплексам показывает их количественную связь. На временных стратиграфических кривых мировых запасов угля и нефти максимумы и минимумы запасов этих полезных ископаемых в принципе совпадают. Максимумы запасов как угля так и нефти отмечены для юрских и каменноугольных отложений, минимумы – для верхнепермских, триасовых и силурийских. То что каменные угли имеют органическое происхождение ни у кого не вызывает сомнений, следовательно, и нефть, имея такую временную (стратиграфическую) связь с углями, также имеет органический генезис.

Химические и геохимические аргументы в пользу органического генезиса нефти более многочисленны и выражаются в следующем:

- в нефтях присутствуют формы унаследованные от исходного органического вещества: порфирин – производный хлорофилла растений; гемоглобин – фрагмент рыб, иглокожих, членистоногих животных; перилен – ароматический углеводород – производный низших растений. бензперилен найден в нефтях и в остатках морских иглокожих.

- в нефтях присутствуют жирные кислоты стеариновая и арахиновая, представляющие собой неизмененные фрагменты растительных и животных жиров.

- в живых организмах в небольших количествах присутствуют углеводороды. Отдельные геологи считают, что даже таких количеств УВ достаточно для образования их промышленных скоплений.

- наблюдается сходство элементного состава нефтей с элементным составом живого вещества (углерод, водород, кислород, азот, сера и фосфор), что является веским доказательством органического происхождения нефти.

- сравнение микроэлементов золы нефти, угля и живых организмов показывает их тождество.

- установлено изменение углеводородов рассеянного органического вещества в породах различного возраста от современных осадков до верхнего миоцена по направлению постепенного приближения к нефти.

- оптическая активность нефтей, битумоидов и «микронефти» во многом сходна. Как известно, оптической активностью обладают лишь продукты, возникшие в результате преобразования живого органического вещества

- геохимиками В.В. Вебером и А.И. Горской открыто наличие углеводородов в современных и четвертичных морских осадках.

Рассмотренные аргументы свидетельствуют об органическом происхождении нефти и газа. Процесс образования углеводородов из смешанной животно-растительной, дисперсно-рассеянной в горных породах осадочного чехла органики идет с момента появления органической жизни на Земле (с верхнего архея) и по настоящее время.

Современные представления об органическим происхождении нефти и газа сводятся к одному варианту – осадочно-миграционной теории Н.Б. Вассоевича (теория рассеянных углеводородов). Сущность этой теории состоит в том, что дисперсно-рассеянная в осадке органическая масса захороняется на дне водоема чаще всего вместе с глинисто-карбонатной минеральной массой в условиях восстановительной среды. В дальнейшем под воздействием ряда факторов (давление, радиоактивность, температура, катализаторы) часть дисперсно-рассеянного органического вещества преобразуется в углеводороды. По современным представлениям большинством геологов предпочтение отдается смешанной растительно-животной органике (сапропель). Другими словами, планктон (пассивно плавающие мелкие морские животные и растения) растительный и животный и бактерии водоемов составляют основную исходную массу органического вещества для образования нефти и газа. При этом, в первую очередь, из указанного рассеянного органического вещества (РОВ) на образование нефти и газа идут наиболее стойкие к разложению и длительно накапливающиеся в горных породах жиры животные, растительные смолы, воска и бальзамы. Экспериментально установлено, что жиры в процессе преобразования в углеводороды разлагаются на глицерин и жирные кислоты (уксусная, стеариновая). Глицерин является питательной средой для микроорганизмов, которые способствуют преобразованию органического вещества в углеводороды. Глицерин легко растворяется в воде и вымывается, а устойчивые к разложению жирные кислоты накапливаются и преобразуются в дальнейшем в углеводороды. Смолы и бальзамы довольно стойкие к разложению компоненты РОВ могут сохраняться целые геологические периоды и имеют большое значение при образовании нефти. Процесс преобразования смол и бальзамов в углеводороды может идти двумя путями. При усложнении их молекулы образуются стойкие нерастворимые вещества, при упрощении – углеводороды. Белки и углеводы также участвуют в образовании нефти. Это доказывается наличием в нефтях порфиринов и других производных хлорофилла. Главная роль в растениях принадлежит целлюлозе. В лабораторных условиях доказано превращение целлюлозы в углеводороды.

Неорганические гипотезы происхождения нефти и газа. Предпосылками для возникновения неорганических гипотез, а их за 130 лет своего существования предложено до 40 вариантов, явились находки нефтяных битумов, в жерлах вулканов, в траппах и кимберлитовых трубках, немногочисленных промышленных месторождений нефти и газа в метаморфических и изверженных породах (0,1 % мировых запасов), а также тот факт, что в период зарождения неорганических гипотез основные нефтегазоносные регионы мира располагались вблизи горных сооружений (в складчатых областях).

Одна из первых неорганических гипотез происхождения нефти была сформулирована Д.И. Менделеевым в 1877 году. Он трактовал её следующим образом. В природе имеются термальные (горячие воды) и крупные глубинные разломы земной коры. Эти факты Д.И. Менделеев наблюдал в Предкавказье, где в то время располагался основной нефтеносный регион России. В земной коре также установлено наличие карбидов тяжелых металлов. При действии термальной воды (её паров) на карбиды тяжелых металлов в присутствии природных катализаторов и радиоактивных веществ, на больших глубинах образуются углеводородные пары. Затем, образовавшиеся углеводородные пары по глубинным разломам поднимаются в верхние слои земной коры и конденсируются в скопления нефти. Слабым местом данной гипотезы явилось допущение о возможности проникновения воды на большие глубины, где нет условий для её существования (недопустимо жесткие термобарические условия), из-за чего указанная гипотеза сравнительно быстро перестала использоваться.

Позднее, в 1889 году В.Д. Соколовым была предложена новая космическая гипотеза неорганического происхождения нефти, согласно которой предполагалось, что углеводороды изначально содержащиеся в газовой оболочке Земли, были поглощены субстратом (земной корой) в момент её остывания. Впоследствии эти УВ аккумулировались в осадочном чехле.

Современный вариант неорганической гипотезы происхождения нефти был изложен в 50^ые годы прошлого столетия в СССР профессором Н.А. Кудрявцевым (1954 г.), за рубежом, в США Мак-Дермоттом в связи с получением новых косвенных данных в планетарной космогонии и других отраслях науки. Эти данные следующие. В атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна косвенным путем обнаружен метан, но количество его показывается разное от 0,063 до 2%, высших гомологов метана не обнаружено. В отдельных кометах обнаружено присутствие радикалов С₂, С₃ CN, CH, СН₄ и т.д. В метеоритах (углистых хондритах) выявлены простейшие органические соединения. В изверженных и метаморфических породах фундамента обнаружены помышленные скопления нефти. Эти новые данные космогонии, а также некоторые не решенные однозначно вопросы в органической теории сторонниками неорганического синтеза УВ были взяты для обоснования современного варианта неорганической гипотезы.

Сущность неорганической гипотезы Н.А. Кудрявцева состоит в том, что в верхней мантии (астеносфере) магма имеет углерод и водород – исходные химические элементы для образования углеводородов, которые соединяясь, образуют простейшие углеводородные радикалы: СН – метин, СН₂ – метил и СН₃ – метилен. Данные газообразные углеводородные радикалы выделяются из магмы и двигаясь снизу-вверх по глубинным разломам земной коры, усложняются сначала до метана и его гомологов, затем до жидкой нефти, которая насыщает коллекторы в осадочном чехле. Современный вариант неорганического синтеза нефти в промышленных масштабах с некоторыми дополнениями поддержали последователи Н.А. Кудрявцева, В.Б. Порфирьев, П.Н. Кропоткин и др. Основные положения современных неорганических гипотез сводятся к следующему. Нефть и газ образовались из углерода и водорода, растворенных в земной магме, куда они попали из космоса. Интрузии основных магм приносят углеводороды в литосферу, где происходит их полимеризация. Окончательный вынос углеводородов в осадочный чехол происходит по глубинным разломам и трещинам, где они встречают коллекторы и ловушки и заполняют их. Сторонники неорганического происхождения нефти дают следующие практические рекомендации. Если в верхних слоях осадочного чехла обнаружена нефть, то ниже весь разрез осадочного чехла и верхняя часть фундамента тоже должны содержать промышленные её запасы. Поэтому, поисковые скважины необходимо бурить на максимально возможную глубину, не взирая на наличие или отсутствие в той или иной части разреза фаций благоприятных для нефтегазообразования. Следовательно, нефть и газ необходимо искать около глубинных разломов и в некотором удалении от них на десятки и первые сотни км.

Наличие нефти и газа в метаморфических и изверженных породах фундамента – факт доказанный, но в мире известно всего около 30 таких месторождений из 40 000 открытых. Сторонники абиогенного происхождения нефти и газа стараются доказать, что нефть не могла попасть в породы фундамента из окружающих его осадочных пород. Хотя бы и так, но 30 месторождений из 40 000 не веское доказательство. Однако, при анализе условий залегания метаморфических и изверженных пород фундамента среди осадочных устанавливается тот факт, что если есть нефть или битуминозные вещества в породах фундамента, то они есть и в окружающих выступ фундамента осадочных толщах. Чаще всего осадочные породы залегают ниже выступов пород фундамента, реже – выше. Вот это «выше» и использовали неорганики для обоснования неорганической гипотезы происхождения нефти. По рассматриваемую вопросу нет единства даже среди сторонников абиогенного синтеза УВ. Одни исследователи считают, что синтез УВ произошел в расплаве магмы и они остались в ней в виде включений в минералах и полостях пород, другие полагают, что битуминозные компоненты привнесены в изверженные и метаморфические породы фундамента гидротермальными растворами, третьи предполагают, что УВ поступают в осадочный чехол из мантии по глубинным разломам. Связь нефти и газа с осадочными породами подтверждается большой редкостью наличия битумоидов в изверженных магматических породах. Битумоиды присутствует только в тех интрузиях, которые прорывают и контактируют с осадочными образованиями. Изучение современных лав показывает, что нигде в них не образуются углеводороды. Споры по проблеме происхождения нефти и газа, продолжающиеся до сих пор между сторонниками органического и неорганического синтеза УВ, существуют до сих пор потому, что мы имеем дело с расшифровкой сложного и многогранного природного процесса, смоделировать который, по крайней мере, без учета геологического времени не представляется возможным.

Миграция нефти и газа. Нефтяные геологи и разработчики имеют дело с жидкими и газообразными полезными ископаемыми, которые способны передвигаться в пластовых и массивных природных резервуарах или между ними.

Любое перемещение нефти и газа в земной коре принято называть миграцией. Вопросы миграции нефти и газа являются наиболее трудными в нефтяной геологии и отдельные аспекты этой проблемы до сих пор еще однозначно не решены. Сторонники органического происхождения нефти и газа разработали учение о первичной и вторичной миграции, а неорганики вторичную миграцию в сокращенных масштабах признают, а первичную миграцию полностью отрицают.

Процесс перехода углеводородов из нефтегазоматеринских пород в пористые природные резервуары – есть первичная миграция.

Механизм первичной миграции и физическое состояние мигрирующих флюидов являются дискуссионными даже среди сторонников органического происхождения нефти и газа. Одни исследователи считают, что первичная миграция рассеянных в породах углеводородов происходит в однофазовом газовом состоянии, другие - в состоянии водного раствора УВ. Третья группа исследователей сомневается в том, что первичная миграция вообще возможна из-за удерживания (сорбции) «микронефти» минеральными частицами нефтематеринской породы. Как видно из вышеприведенного, даже среди сторонников органического происхождения по рассматриваемому вопросу нет единого мнения. Первичную миграцию подтверждают находки капельно-жидкой нефти в пустотах и трещинах и даже линзовидные залежи нефти среди непроницаемых пород, а также данные наблюдений битуминозных текстур с помощью люминесцентного микроскопа. Как известно, битумоиды в своем составе имеют фракции масел, смол и асфальтенов. Под микроскопом в микрокаплях битумоидов наблюдается дифференциация фракций по их плотностям вязкости и составу. В центре капли остаются наиболее тяжелые и вязкие асфальтены, их концентрически окружают смолы и на верхней поверхности капли располагаются наименьшей плотности и вязкости масляная фракция. Мало того, если около капли битумоидов располагаются микротрещины, то они, как правило, заполнены легким, маловязким маслянистым битумоидом, который претерпел передвижение (первичную миграцию). Итак, согласно вышесказанного, первичная миграция в природе существует, но механизм и масштабы её до конца не выяснены.

Многие исследователи, вслед за И.М. Губкиным, механизм первичной миграции трактуют следующим образом: «В процессе осадконакопления происходит медленный отжим воды из уплотняющегося осадка, в начале процесса отжимается только вода, в конце – вода с образовавшимися в породе углеводородами». И.М. Губкин считал, что первичная миграция заканчивается с последними порциями отжимаемой воды. Отжатые флюиды мигрируют по образовавшимся микротрещинам в основном вертикально. Необходимо отметить, что указанный механизм характерен только для песчано-глинистых пород и не объясняет первичной миграции в плотных крепких карбонатных породах, которые в процессе диагенеза уплотняются незначительно. Наибольшему уплотнению поддаются глинистые осадки (илы). При превращении глин в сланцы затем в аргиллиты они уменьшаются в объеме на 40-50%. При уплотнении и перекристаллизации осадка, как показывают наблюдения появляется масса микротрещин, по которым осуществляется первичная миграция. При уплотнении глин, вследствие их малой проницаемости и наличия закрытых пор, в них возникает аномально высокое пластовое давление (АВПД) по сравнению с песчано-алевролитовыми пористыми породами, происходит как бы «гидроразрыв» глин с появлением массы временно раскрытых микротрещин, по которым отжимаемые флюиды из глин (зона высокого давления) переходят в коллекторы (зона меньшего давления). По мнению большинства геологов первичная миграция происходит вышеуказанным путем в жидкой фазе – в воде с растворенными в ней углеводородами, по микротрещинам и напластованию пород. Не исключено, что при последующих этапах первичная миграция возможна и в газовой фазе. Причем, для того чтобы процесс первичной миграции шел достаточно интенсивно и длительно, главным геологическим условием должно быть длительное и устойчивое прогибание того или иного участка земной коры. Органическое вещество при этом проходит длительный ряд превращений от дисперсно-рассеянных углеводородов (битумоидов) до капельно-жидкой нефти.

Вторичная миграция - всякое передвижение углеводородов по коллекторам природных резервуаров с образованием в них залежей (месторождений), их дальнейшего перераспределения и разрушения. Вторичная миграция на значительные расстояния признается всеми сторонниками органического происхождения нефти. Неорганики полностью отрицают первичную миграцию, а вторичную миграцию признают, но в меньших масштабах, на сравнительно небольшие расстояния от зон глубинных разломов. Вторичная миграция в пластовых природных резервуарах - происходит латерально, вдоль пласта, а в массивных – вертикально и крутонаклонно. По физическому состоянию мигрирующих углеводородов при вторичной миграции среди исследователей также нет единого мнения. Газ в земной коре, по мнению одних, мигрирует в растворенном в воде состоянии, других - в виде раствора в нефти, третьих - в свободном состоянии в виде газовых струй. Пластовая нефть содержит растворенный газ и в зависимости от температуры и давления, обусловленных глубиной залегания залежей, мигрирует в виде жидкой фазы с растворенным газом; в растворенном в воде состоянии; в виде раствора в газе (пар); в дисперсном состоянии (диффузия). Способность сжатых газов растворять в себе жидкости давно доказана. Значение этого явления для процесса миграции флюидов показал В.А. Соколов. В частности, им отмечено, что до глубины залегания углеводородов в 1,5 км растворение жидкости в газе не играет существенной роли. На глубинах более 1,5 км жидкие УВ уже интенсивно растворяются в газе, а на глубинах 10-15 км в газовую фазу переходит и вся вода. Таким образом, при высоких пластовых давлениях (глубина более 1,5 км) жидкая фаза углеводородов в газе способна переходить в парообразное состояние и при снижении давления до атмосферного снова превращаться в жидкость (газовый конденсат). Большой растворяющей способностью обладают «жирные» газы (бутан, пропан, этан) меньшей – «сухой» газ (метан). В.А. Соколов высказал предположение, что УВ нефтематеринских пород, могут растворяться в седиментационных водах и отжиматься из породы вместе с ними. Но чтобы процесс миграции в земной коре проходил интенсивно необходимо наличие сил (факторов), обусловливающих миграцию. К этим силам относятся геостатическое и динамическое давления, капиллярные силы, гравитационный и гидравлический факторы, энергия растворенного и свободного газа, упругие расширения пластовой жидкости и пород. Часть горного (геостатического) давления, формируемого нагрузкой вышележащей над резервуаром толщей пород, принимает на себя жидкость резервуара, тем самым давление в резервуаре повышается и жидкость проталкивается по резервуару (вторичная миграция). В результате тектонических движений возникает давление динамическое, в результате чего слои осадочного чехла сминаются в складки, в них происходит перераспределение давлений и нефть и газ устремляются из зон погруженных (большое давление) в ловушки (меньшее давление). При последующем подъеме территории сформировавшиеся залежи могут быть выведены на дневную поверхность, где произойдет их разрушение.

Гравитационный фактор (действие силы тяжести) в процессе миграции играет существенную роль в породах с крупными порами (диаметр пор 0,5 мм и более). Под действием гравитационного фактора происходит формирование нефтяных залежей в синклиналях и дифференциация флюидов (газ, нефть, вода) по плотностям в антиклиналях и других структурах.

Гидравлический фактор миграции нефти и газа обусловлен движением воды в земной коре. Вода в земной коре находится в постоянном движении. По пластам-коллекторам наблюдается струйное движение воды, подчиняющееся Закону Дарси. В своем движении вода увлекает и углеводороды и перемещает их на значительные расстояния. Действие гидравлического фактора прямо демонстрируется наличием в природе «висячих» залежей (залежи, смещенные односторонним напором воды со свода на крыло).

Энергия газа – как движующая сила достаточно изучена при разработке месторождений нефти и газа. Если в залежи наблюдается избыток газа, то часть его растворена в нефти, а свободный газ образует газовую шапку. При отборе нефти из залежи газ газовой шапки, расширяясь, двигает нефть из пласта к забою добывающих скважин (газонапорный режим).

Растворенный в нефти газ (попутный) так же способствует миграции (передвижению) нефти из пласта к забою скважин. Фактор особенно интенсивно начинает действовать тогда, когда пластовое давление в залежи станет ниже давления насыщения нефти газом. После чего газ, растворенный в нефти, начнет бурно выделяться из нефти и увлекать её из пласта к забою скважин (режим растворенного газа). В этой связи, при разработке залежей важно извлечь сначала нефть, а затем газ газовой шапки, и пластовое давление залежи как можно дольше поддерживать выше давления насыщения. В противном случае мы быстро потеряем газовую энергию залежи и как результат получим низкий коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) в конце разработки. При правильном использовании пластовой энергии газа можно достичь более высокой степени нефтеизвлечения.

Как видно из вышеизложенного, интенсивность миграции зависит комплексно от указанных факторов, физико-химических свойств флюидов и наличия и качества путей миграции. В нефтяной геологии вопрос о дальности вторичной миграции до сих пор остается спорным. Многие геологи, учитывая длину ловушек гигантских нефтегазовых месторождений (Ромашкинское ≈ 80 км; Уренгойское ≈ 125 км; Оренбургское ≈120 км) допускают дальность вторичной миграции 200-300 км.

Кроме всего вышесказанного, вторичную миграцию принято подразделять на два вида: внутрирезервуарную (латеральную, региональную), которая преобладает в платформенных областях и межрезервуарную (локальную), направление движения флюидов при которой вертикальное или наклонное преимущественно по разрывным тектоническим нарушениям. Межрезервуарная миграция широко развита в складчатых областях. Необходимо отметить, что миграция приводит как к формированию скоплений (месторождений) нефти и газа, так и к их разрушению. Если внутрирезервуарная миграция приводит в большей степени к формированию месторождений, то межрезервуарная – к их разрушению. Это взаимосвязанный природный процесс, происходящий в природе непрерывно.

Необходимо особо отметить, что к разрушению залежей углеводородов приводит и техногенный фактор, к которому относятся самопроизвольные неукрощенные нефтяные и газовые фонтаны и сжигание попутного газа в факелах при добыче нефти.

Основная литература: 4[273-347], 5[26-34 и 61-73],

Дополнительная литература 11[37-62]

Контрольные вопросы:

1. Сущность современной теории органического происхождения нефти и газа.

2. Сущность современной неорганической гипотезы происхождения нефти.

3. Назовите необходимые геологические условия для эффективного преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) в углеводороды.

4. Назовите основные факторы преобразования РОВ в углеводороды.

9 Тема лекции: Коллекторы нефти и газа и их параметры – пористость и проницаемость. Пористость общая (физическая) и открытая, методы их определения и практическое применение. Проницаемость коллекторов, методы их определения и практическое применение. Классификации коллекторов: по литологическим особенностям; генезису и форме пустотного пространства; пористости и проницаемости. Породы – флюидоупоры (покрышки).

Коллекторы для нефти и газа. Коллектор для нефти и газа – есть пористая и проницаемая горная порода, способная вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке. Изучению коллекторов в нефтегазовом деле уделяют большое внимание. Разработаны различные классификации терригенных, карбонатных и смешанных коллекторов по литологическому составу, по структуре и генезису пустотного пространства, по их емкостно-фильтрационным свойствам (Ханин А.А., Конюхов И.А., Безбородов Р.С).

В таблицах 4, 5 приведена характеристика терригенных коллекторов по их емкостно-фильтрационным свойствам.

Таблица 4

Класс коллектора	Название пород коллекторов (литофации)	Коэффициент открытой пористости, в %	Коэффициент проницаемости по газу, мд, мкм2	Характеристика коллектора по проницаемости и емкости
I	песчаники с/з и м/з алевролиты к/з и м/з	16,5-29 %	более 1000 мд более 1мкм2	очень высокая
II	песчаники с/з и м/з	15-20%	500-1000 мд 0,5-1мкм2	Высокая
III	песчаники с/з и м/з алевролиты к/з и м/з	11-29%	100-500 мд 0,1-0,5 мкм2	Средняя
IV	песчаники с/з и м/з алевролиты к/з и м/з	5,8-20,5%	10-100 мд 0,01-0,1 мкм2	пониженная
V	песчаники с/з и м/з алевролиты к/з и м/з	0,5-12 %	1-10 мд 0,001-0,01 мкм2	Низкая
VI	песчаники с/з и м/з алевролиты к/з и м/з	0,5-3,6 %	менее 1 мд 0,001 мкм2	весьма низкая, не имеет практического значения

Таблица 5.

Группы	Классы	Литологические разности пород (литофации)
А Высшей емкости, пористость эффективная более 15%	I проницаемость более 1000 миллидарси	пески и слабо сцементированные песчаники, хорошо отсортированные
II проницаемость 500-1000 миллидарси	пески и слабосцементированные мелкозернистые псчаники, хорошо отсортированные песчаные алевролиты
III проницаемость 300-500 миллидарси	пески и слабосцементированные алевролиты,крупнозернистые
Б Средней емкости, пористость эффективная от 15 до 5%	IV проницаемость 100-300 миллидарси	песчаники мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, содержащие карбонатный цемент до 10%
V проницаемость 50-100 миллидарси	алевролиты мелкозернистые среднеотсортированные, содержащие карбонатный цемент до 10%
В Малой емкости, Пористость эффективная менее 5%	VI проницаемость 25-50 миллидарси	Песчаники глинисто-алевритовые, супеси, алевролиты глинисто-песчаные, содержащие карбонатный цемент до 20 %
VII проницаемость 10-25 миллидарси	Алевролиты мелкозернистые песчано-глинистые, содержащие карбонатный цемент до 25%
VIII проницаемость 1-10 миллидарси	Алевролиты мелкозернистые сильно глинистые, карбонатный цемент более 25 %; туфопесчаники, туфоалевролиты

По литологическому составу коллекторы подразделяются на:

Группа 1. Коллекторы терригенных (обломочных) пород. Терригенные коллекторы изучены лучше других, так как они наиболее часто встречаются в нефтегазоносных регионах и из них были добыты первые тонны нефти и первые кубические метры газа. В них резко преобладает первичная (межзерновая, гранулярная) пористость, вторичная встречается редко и имеет подчиненное значение. По литологическому составу в данную группу относят пески, песчаники, алевриты, алевролиты, реже гравелиты, очень редко более крупнозернистые конгломераты и специфические глины, обычно окремнелые, листоватые, сильно битуминозные. Эти глины часто называют «сухарными», они склонны к образованию трещин. Кроме того, указанные глины имеют обильные рыхлые включения обугленных растительных остатков на плоскостях напластования, что обуславливает улучшение коллекторских свойств толщи пород. Примером такого коллектора служат глины баженовской свиты верхней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Российской Федерации, так называемые «бажениты» и «гамма-активная пачка» нижнепермского возраста на востоке и юго-востоке Прикаспийской провинции. Плотность указанных глин пониженная и не превышает 2200-2400 кг/м³, тогда как плотность перекрывающих их глины (покрышка) достигает 2600-2700 кг/м³. Весьма редко коллектором может быть аргиллит сильно трещиноватый, вернее аргиллитовая щебенка (месторождение сильно измененной метаморфизированной нефти и битумов Атабаска, Канада). Песками, песчаниками и алевролитами представлены продуктивные горизонты крупных месторождений Узень, Жетыбай, Кумколь и др.

Группа 2. Коллекторы карбонатных пород. Изученность этих коллекторов слабее, поскольку нефть и газ из карбонатных коллекторов начали добывать значительно позднее, чем из терригенных. К тому же большинство карбонатных пород имеют вторичную пористость (трещины, каверны), которая поддается изучению значительно труднее, чем первичная, имеет сложное строение пустотного пространства. Только оолитовые и отдельные разности органогенных известняков имеют высокую первичную пористость (известняки оолитовые, коралловые, ракушечники и т.д.). Известняки хемогенные и доломиты имеют в основном вторичную пористость. Доломиты, в свою очередь, имеют склонность к интенсивному кавернообразованию и представляют собой, как правило, хороший коллектор. Резервуары крупнейших месторождений Тенгиз, Кашаган, Карашыганак, Жанажол и Астраханьское сложены карбонатными породами.

Группа 3. Коллекторы смешанных и других пород. Кроме терригенных и карбонатных пород коллекторами для нефти и газа могут быть метаморфические и магматические породы, а также смешанные. Довольно часто нефтегазонасыщенными являются метаморфические сланцы «коры выветривания» фундамента, магматические породы (граниты), вулканогенные (туфы) и вулканогенно-осадочные (туфопесчаники, туфоалевролиты). Все перечисленные породы должны иметь достаточные открытую пористость и проницаемость. Примером могут служить нефтенасыщенные сланцы Южно-Торгайской впадины, выветрелые нефтенасыщенные граниты месторождения Оймаша (Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область), газонасыщенные метаморфические сланцы Березовского и нефтенасыщенные – Шаимского нефтегазоносных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

По структуре и генезису пустотного пространства выделяют три основных типа коллекторов.

Тип 1. Гранулярные (поровые) коллекторы. Данные коллекторы сложены, в основном, терригенными породами с первичной межзерновой пористостью и представлены песками, песчаниками, алевритами, алевролитами и оолитовыми известняками.

Тип 2.Трещинные коллекторы. Эти коллекторы сложены, в основном карбонатными породами с вторичной пористостью (трещины). Значительно реже описываемый тип коллектора может быть выражен и другими породами-трещиноватыми песчаниками, алевролитами, гипсами, ангидритами, аргиллитами, метаморфическими и магматическими породами.

Тип 3. Каверновые коллекторы. Породы с вторичной пористостью в виде каверн представляют каверновый коллектор. Литологически это, в первую очередь, доломит, некоторые разности известняков и другие породы. Кроме того выделяют и смешанные разности коллекторов – порово-трещинные, трещинно-каверновые, порово-трещинно-каверновые и т.д.

Пористость горных пород. Чтобы горная порода могла вместить нефть и газ, она должна быть пористой. Это емкостное свойство породы. По условиям образования в нефтяной геологии выделяют первичную пористость, образовавшуюся одновременно с образованием самой породы. Первичную пористость имеют пески, песчаники, алевриты, оолитовые известняки, известняки коралловые и известняки-ракушечники.

Вторичная пористость в виде трещин и каверн образовалась уже после образования самой породы. Она характерна для доломитов, многих разностей известняков, реже для песчаников и алевролитов. Величина пористости обломочных пород зависит от сортировки и укладки обломков (зерен), количества и типа цемента, но не зависит от размера обломков.

Теоретически величина пористости может достигать 45%, но практика нефтепоисковых работ показывает, что фактически она значительно ниже. Геологов-нефтяников и гидрогеологов, в первую очередь, интересует, так называемая, открытая пористость – наличие в породе сообщающихся между собой пор, в которые нефть и газ могут зайти при формировании залежей и выйти из них при добыче. Открытые поры сообщаются между собой в виде сложной мозаики ломанных линий, имеющих протяженность в пластах в десятки и первые сотни километров.

Выше было приведено качественное определение открытой пористости, а нам необходимо знать количественную сторону этого важного параметра. С этой целью в нефтяную геологию введено понятие – коэффицент открытой пористости, который равен отношению объема открытых пор к объему самой породы.

, где (1)

К отк.пор – коэффициент открытой пористости в долях единицы

или в %;

V отк.пор – объем открытых пор, м³ (см_­­­³);

V породы – объем породы м³(см_­­­³)

Коэффициент открытой пористости является важнейшим параметром нефтегазонасыщенного пласта и тщательно изучается при поисках и разведке нефти и газа, так как он входит в формулу объемного метода подсчета запасов нефти и газа на завершающем этапе разведки.

Его можно определить:

- способом насыщения породы (керна) флюидом (минерализованная вода) в лабораторных условиях – прямой метод и самый достоверный;

- по данным геофизических исследований скважин-ГИС (электро- и радиоактивный методы каротажа);

- петрографическим методом при исследовании шлифов (тончайших срезов горной породы) под микроскопом.

Необходимо отметить, что перед геологом возникают особенно большие трудности при определении вторичной, трещинной открытой пористости. Кроме коэффициента открытой пористости изучается и коэффициент абсолютной (полной, физической) пористости, который равен отношению суммарного объема всех открытых и изолированных пор к объему породы.